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Sistema Peruano de Información Jurídica Ministerio de Justicia

19/01/2017 02:13:28 p.m. Página 1Actualizado al: 28/12/2016

DECRETO SUPREMO Nº 032-2004-EM

CONCORDANCIAS(1)

EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

CONSIDERANDO:

Que, el artículo 33 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, dispone que elMinisterio de Energía y Minas dictará las normas relacionadas con los aspectos técnicos deinstalaciones y operaciones de exploración y explotación tanto de superficies como de subsuelo yseguridad;

Que, mediante Decreto Supremo Nº 055-93-EM, se aprobó el Reglamento de las Actividadesde Exploración y Explotación de Hidrocarburos;

Que, nuevos supuestos y exigencias hacen necesario actualizar las normas sobreexploración y explotación de hidrocarburos para garantizar una eficiente explotación de nuestrasreservas hidrocarburíferas, la integridad de la persona humana, así como la preservación delambiente en que estas actividades se desarrollan;

De conformidad con la Ley Nº 26221 y en uso de las atribuciones previstas en los numerales8) y 24) del artículo 118 de la Constitución Política del Perú;

DECRETA:

Artículo 1.- De la aprobación Reglamento de las Actividades de E xploración yExplotación de Hidrocarburos Aprobar el Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, elmismo que contiene siete (7) Títulos, dieciséis (16) Capítulos, trescientos trece (313) artículos, cuatro(4) Disposiciones Complementarias, cuatro (4) Disposiciones Transitorias y un (1) Anexo, el cualforma parte integrante del presente Decreto Supremo.

Artículo 2.- De la Derogatoria del Decreto Supremo N º 055-93-EM Derogar el Decreto Supremo Nº 055-93-EM que aprobó el Reglamento de las Actividades deExploración y Explotación de Hidrocarburos y las disposiciones que se opongan a lo establecido en elpresente Decreto Supremo.

Artículo 3.- Del Refrendo El presente Decreto Supremo será refrendado por el Ministro de Energía y Minas.

Dado en la Casa de Gobierno, en Lima, a los dieciocho días del mes de agosto del año dosmil cuatro.

ALEJANDRO TOLEDO Presidente Constitucional de la República

JAIME QUIJANDRÍA SALMÓN Ministro de Energía y Minas

REGLAMENTO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPL OTACIÓN DEHIDROCARBUROS

TÍTULO I Disposiciones Generales TÍTULO II Seguridad, Salud y Ambiente



Capítulo I Disposiciones Generales Capítulo II Seguridad y Salud Capítulo III Ambiente Capítulo IV Condiciones de Seguridad y Salud en los Campamentos

TÍTULO III Exploración

Capítulo I Actividades Exploratorias Capítulo II Manejo de Explosivos

TÍTULO IV Perforación

Capítulo I Instalación del Equipo de Perforación Capítulo II Perforación del Pozo Capítulo III Aspectos de Seguridad para la Perforación y Servicio de Pozos Capítulo IV Completación del Pozo Capítulo V Abandono del Pozo

TÍTULO V Producción

Capítulo I Producción en General Capítulo II Equipos de Producción Capítulo III Operaciones de Producción Capítulo IV Medidas de Seguridad en los Pozos de Producción Capítulo V Medición de Hidrocarburos Fiscalizados

TÍTULO VI Información, infracciones y sanciones

TÍTULO VII Uso de Bienes Públicos y de Propiedad Privada

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Anexo A Normas Técnicas Nacionales

TÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 1.- Objeto El presente Reglamento se expide al amparo de lo dispuesto en el artículo 33 de la LeyOrgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221, y tiene por objeto normar las actividades de Exploración yExplotación de Hidrocarburos en el ámbito nacional, con el fin de obtener la Recuperación MáximaEficiente de los Hidrocarburos de los Reservorios, dentro de condiciones que permitan operar conseguridad y protección del ambiente.

El presente Reglamento es de aplicación para los Contratistas, quienes a su vez, sonresponsables del cumplimiento del mismo por parte de sus Subcontratistas.

Artículo 2.- Definiciones En lo que sea pertinente, las definiciones contenidas en el Glosario de Siglas y Abreviaturasdel Sub sector Hidrocarburos resultan de aplicación en cuanto no se encuentren previstas en elpresente Reglamento. En caso de discrepancia entre las definiciones contempladas en ambasnormas primará el Reglamento.



Para los fines del presente Reglamento y en adición a las contenidas en el Glosario deTérminos del Sub Sector Hidrocarburos, se considerarán las definiciones y siglas siguientes:

Abandono del Pozo: Trabajos que se efectúan para dejar herméticamente cerrado y encondiciones seguras un Pozo.

Aforo: Medición en tanques calibrados de la cantidad en reposo de Hidrocarburos Líquidos ya condiciones estándar de presión y temperatura.

Almacenamiento de Gas Natural en Reservorios: Inyección de gas en reservoriosdepletados con fines de almacenamiento para su posterior utilización.

Análisis de Riesgo: El estudio para evaluar los peligros potenciales y sus posiblesconsecuencias en una Instalación existente o en un proyecto, con el objeto de establecer medidas deprevención y protección.

Estos estudios deben ser conducidos por profesionales colegiados calificados de la propiaContratista o de empresas de asesoría o consultoría externa, debidamente registrados en OSINERG.

Bentonita: Arcilla natural, componente de los Lodos de perforación.

BES: En la actividad de Explotación es la unidad de bombeo artificial electro sumergible.

Bombeo Artificial o Levantamiento Artificial: Técnicas empleadas para que los Pozoscontinúen produciendo económicamente cuando su energía no es suficiente para que produzca ensurgencia natural

Botiquín de Primeros Auxilios: Provisión de implementos y medicamentos necesarios paraatender las urgencias de salud provenientes de los riesgos específicos de la zona o del tipo de trabajoque se ejecuta y deberán ser inspeccionados periódicamente por el Personal médico de la empresa.

Cabezal de Pozo: Unidad de acero con un conjunto de válvulas y conexiones que soporta lastuberías de un Pozo del subsuelo, permite controlar sus presiones y ponerlo en producción oinyección desde la superficie (Árbol de Navidad).

Casing: Tubería de Revestimiento.

Condiciones Estándar: Temperatura de quince grados centígrados y cinco centésimasgrados Celsius -15,5 C°, (sesenta grados Fahrenheit -60 °F) y presión de 14,696 psi.

Conificación: Irrupción de agua y/o gas hacia zonas la formación productiva del Pozo debidoa disminución de su presión fluyente, generando un flujo en forma de cono alrededor del Pozo depetróleo.

Data: Información general sobre trabajos realizados, ocurrencias, estadísticas y muestrasobtenidas durante las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

Degasificador: Equipo utilizado para extraer el gas del Lodo en el proceso de normalizar supeso para permitir continuar utilizando este fluido durante la perforación de un Pozo.

Desarenador: Equipo utilizado para extraer la arena del Lodo de perforación.

Desilter: Equipo utilizado para extraer las partículas finas al Lodo de perforación.

DICAPI: Dirección General de Capitanías y Guardacostas de la Marina de Guerra del Perú,



Órgano de Ejecución del Ministerio de Defensa.

DGAAE: Dirección General de Asuntos Ambientales Energéticos.

DGH: Dirección General de Hidrocarburos.

DGTA: Dirección General de Transporte Aéreo.

Disparador: Persona encargada del manejo y detonación de los explosivos.

Engravamiento: Técnica por la que se coloca un filtro de arena entre el Casing y el Tubingpara evitar problemas operativos en la producción de un Pozo.

Equipo de Perforación: Conjunto de unidades operativas (motores, malacate, cabría,bombas, generadores, tubería de perforación, plantas de tratamiento, tanques, etc.), con equiposinterfuncionales relacionados con el objetivo de llevar a cabo perforación de Pozos.

Estimulación: Tratamiento a la formación productiva de un Pozo con el objetivo de mejorarsu productividad.

Estrangulador: Dispositivo instalado en el cabezal de un Pozo para reducir el diámetro delárea de flujo de los fluídos de un Pozo de petróleo o gas, con la finalidad de regular la salida de losmismos.

Evaluación: Trabajos realizados en el Pozo para determinar su capacidad para producirHidrocarburos.

Fracturamiento Hidráulico: Técnica por la que se genera hidráulicamente una fractura en laformación con el fin de mejorar su Permeabilidad en la zona aledaña al Pozo.

Fuente: Corriente de agua subterránea que sale a través de una abertura natural donde lalínea de agua corta a la superficie.

Gas Lift: Sistema de Producción Artificial cuya energía es suministrada por el Gas Natural aalta presión, el cual aligera la columna hidrostática del Pozo, permitiendo que los fluidos puedansurgir a la superficie.

GOR: Relación gas-petróleo en m3/m3 o pies cúbicos por barril, medidos a CondicionesEstándar.

Incidente: Ocurrencia, escape o descarga sin control de Material Peligroso que no originaincendio, explosión, muerte o lesiones personales, pero que ocasiona o ha podido ocasionar daños ala propiedad o al ambiente.

Información Geofísica: Data originada por una actividad geofísica.

Información Geofísica Procesada: Información obtenida en el campo a la que se le haaplicado una secuencia de procesamiento para obtener secciones sísmicas en papel o formatodigital.

Inyección: Trabajos efectuados para inyectar agua, Gas Natural, nitrógeno o polímeros aformaciones con Reservas remanentes de Hidrocarburos con fines de mantenimiento de presión,recuperación secundaria y en el caso de Gas Natural con fines de almacenamiento.

IPEN: Instituto Peruano de Energía Nuclear.



Ley: Ley Orgánica de Hidrocarburos, Ley Nº 26221.

Líquidos de Gas Natural: Hidrocarburos licuefactables provenientes de formacionesproductivas de Gas Natural o de plantas de separación de líquidos y/o procesamiento de Gas Natural.

Liner (Laina): Tubería de revestimiento del Pozo que no llega hasta la superficie.Generalmente cubre sólo la parte profunda y productiva del Pozo y cuelga del último tubo del Casing.

Lodo: Fluido circulado durante Operaciones de perforación dentro del Pozo, concaracterísticas especiales para mantenerlo limpio, estable y controlado, así como para recuperarmuestras litológicas conforme avanza la perforación.

Mástil: Estructura de acero vertical que da la altura a los equipos de perforación y servicio dePozos.

Matar el Pozo: Técnica por medio de la cual se domina y evita la surgencia de fluidos delPozo, causado por la alta presión a la que se encuentran.

Medición Automática: Determinación de la cantidad de Hidrocarburos fluentes en tuberíascon medidores de flujo continuo, adecuadamente calibrados.

MER (Recuperación Máxima Eficiente): Producción que permite alcanzar la máximarecuperación técnico-económica de un yacimiento, de conformidad con prácticas aceptadasinternacionalmente por la industria del Petróleo.

Método Sísmico de Pozo de Disparo: Técnica sísmica que utiliza una pequeña explosiónen Pozos superficiales para producir ondas de choque que son registradas en un Pozo Exploratorio ode Desarrollo.

MINEM: Ministerio de Energía y Minas

Muestra: Un volumen representativo de Hidrocarburos Fiscalizados.

Operaciones: Toda actividad de Exploración y/o Explotación, de ser el caso, así comoaquellas relacionadas con el Sistema de Transporte y Almacenamiento y el Ducto Principal y otrasactividades materia del Contrato relacionadas con la operación y ejecución de las mismas.

Partes: PERUPETRO y el Contratista.

Personal: Persona natural vinculada con la Contratista a través de un contrato de trabajo ode servicios.

Perfilaje de Pozos: Técnica controlada desde la superficie que se usa para la medición delas características petrofisicas de las formaciones y fluidos, atravesados por el Pozo.

Permeabilidad: Capacidad de una Roca o formación para dejar pasar un fluido.

Plan de Contingencias: Plan elaborado para afrontar derrames de Hidrocarburos y otrasemergencias tales como incendios y desastres naturales.

Porosidad: Es el espacio entre los granos que constituyen una Roca sedimentaria. En casode ser la formación naturalmente fracturada, se deben considerar también dichas fracturas.

Pozo: Cavidad en la corteza terrestre como resultado de la perforación efectuada paradescubrir o producir Hidrocarburos, inyectar agua o gas u otros objetivos.



Pozo Activo: Aquel Pozo que es operado por el Contratista en forma continua o esporádicacon la finalidad de recuperar reservas de Hidrocarburos.

Pozo Artesiano: Pozo en el que el agua o el petróleo fluye a la superficie sin el uso debombas, debido a que la presión del Reservorio es mayor que la presión hidrostática.

Pozo de Desarrollo: Aquel que se perfora para producir Hidrocarburos en la etapa deExplotación.

Pozo Exploratorio: Aquel que se perfora con el propósito de descubrir reservas dehidrocarburos o para determinar la estratigrafía de un área en Exploración.

Pozo Confirmatorio: Aquel que se perfora para confirmar las Reservas descubiertas o paradelimitar la extensión de un Yacimiento.

Pozo Surgente: Aquel en el cual los fluidos provenientes del Reservorio o Reservoriosatravesados fluyen a la superficie sin el uso de medios artificiales.

Programa Anual de Actividades de Seguridad (PAAS): Es un documento de periodicidadanual, que contiene los objetivos y actividades a desarrollarse, conducentes al logro y mantenimientode condiciones de seguridad óptimas.

Prueba de Formación: Técnica de evaluación que sirve para determinar las características yla capacidad productiva de la formación y sus fluidos.

Pulling: Trabajo de Servicio de Pozos, que se realiza para reparar el equipo de subsuelo delos Pozos con problemas.

Punto de Disparo: Lugar donde se producen ondas sísmicas, durante la ejecución de untrabajo sísmico, mediante explosiones u otros métodos.

Punto de Fiscalización: Es el lugar acordado por las Partes para efectuar la medición de losHidrocarburos provenientes del Área de Contrato, donde y para cuyo efecto el Contratista construirá, operará ydispondrá de equipos e instalaciones apropiados para la Fiscalización de la Producción. (*)

(*) Definición modificada por el Artículo 2 del Decreto Supremo N° 023-2010-EM , publicado el22 mayo 2010, cuyo texto es el siguiente:

“Punto de Fiscalización: Es el lugar o lugares acordado por las Partes para efectuar lamedición de los Hidrocarburos provenientes del Área de Contrato, donde y para cuyo efecto elContratista construirá, operará y dispondrá de equipos e instalaciones apropiados para laFiscalización de la Producción. En el caso de yacimientos de gas con contenido de líquidos, lafiscalización puede hacerse por separado de las diferentes fases y calidades de hidrocarburosdespués de una Planta de Procesamiento. Si en la Planta de Procesamiento concurrieranhidrocarburos provenientes de diferentes lotes, se calculará por métodos adecuados el volumencorrespondiente a cada lote.”

Punzonamiento: Técnica que permite disparos controlados desde la superficie con lafinalidad de producir (orificios dentro del Pozo hacia la formación para establecer la comunicaciónrespectiva.

Reacondicionamiento de Pozos: Trabajos efectuados en el Pozo con el fin de mejorar suproductividad mediante la modificación de las características de sus zonas productivas.

Recuperación Mejorada: Técnicas aplicadas a los Reservorios para aumentar larecuperación final de sus Hidrocarburos.



Recuperación Secundaria: Técnica de Recuperación Mejorada que consiste en la inyecciónde agua y/o gas a un Reservorio o la aplicación de nuevas tecnologías con el objeto de aumentar larecuperación final de Hidrocarburos.

Reglamento Interno de Seguridad Integral: Documento desarrollado por la propiaContratista, que contiene las normas y disposiciones propias de cada actividad específica deHidrocarburos destinado a regular el curso del trabajo, para que éste se desarrolle en óptimascondiciones de seguridad.

Rehabilitación de Pozos: Trabajos realizados en Pozos abandonados en forma temporal opermanente, con el fin de ponerlos nuevamente en actividad.

Re-inyección: Acción de “re-inyectar” gas, agua u otros fluidos a un reservorio con existenciade Hidrocarburos remanentes para mejorar su recuperación final o mantener presión.

Ristras: Grupo de geófonos y/o hidrófonos utilizados durante una operación sísmica.

Roca Sello: Capa de Roca impermeable que evita la migración de los Hidrocarburos ofluidos en general.

Sarta: Conjunto de tuberías que ejercen una misma función.

Seguridad: Todas las disciplinas de seguridad y el conjunto de Normas Técnicas ydisposiciones nacionales y/o internacionales aplicables, tendientes a prevenir, eliminar y/o controlarlas posibles causas de Accidentes, daños al ambiente, riesgos industriales y/o enfermedadesprofesionales a las que está expuesto el Personal e Instalaciones, en las Actividades deHidrocarburos.

Separador: Equipo donde se separan el Gas Natural y/o el agua de los HidrocarburosLíquidos producidos.

Servicio de Pozos: Trabajos efectuados en el Pozo para restituir su régimen de producciónnormal, sin variar el origen de la producción.

Suabeo: Acción de pistoneo con cable para agitar y/o extraer fluidos de un Pozo.

Subcontratista: Persona natural o jurídica contratada por el Contratista para realizar trabajoscorrespondientes a las actividades del Contrato.

SSU: Safety Sealing Unit. Dispositivo sellador de seguridad para evitar derrames.

Supervisión: Las acciones que lleva a cabo PERUPETRO a fin de verificar el cumplimientode las obligaciones del Contratista respecto a la ejecución del Contrato.

Tapones (Packers): Obturadores (de cemento o mecánicos, permanentes, perforables orecuperables) que se usan para aislar una sección del Pozo.

Tubería de Producción: Tubería por la que fluye la producción del Pozo hacia la superficie.

Tubería de Revestimiento (Casing): Tubería diseñada para constituirse en las paredes delPozo, la que puede quedar cementada total o parcialmente.

Tubería de Revestimiento de Producción (Casing de P roducción): Tubería deRevestimiento interior u operativa que contiene el sistema de producción del Pozo.



Tubería de Revestimiento de Superficie (Casing de S uperficie): Tubería deRevestimiento conectada al Cabezal y cementada que soporta el peso del equipamiento del Pozo.

Tubería de Revestimiento Intermedio (Casing Interme dio): Tubería de Revestimientocolocada entre la de Superficie y la de Producción, cuando es necesario aislar zonas problemáticasintermedias, durante la perforación del Pozo.

Tubing: Tubería de Producción.

Ubicación: Lugar geográfico donde se instala el equipo de perforación para perforar un Pozobajo condiciones establecidas donde queda el Cabezal del Pozo después de su perforación.

Unidad Impide Reventones (BOP): Válvula de cierre anular o de compuertas usada paraevitar la fuga descontrolada de los fluidos del Pozo durante las Operaciones.

Unificación: Convenio de Explotación celebrado entre Contratistas colindantes para permitirel desarrollo eficiente de un Yacimiento compartido.

Válvula Maestra: Válvula principal de control en el Árbol de Navidad del Pozo.

Vibrador: Vehículos especialmente diseñados para producir ondas de choque en laejecución de Estudios Sísmicos.

Winche: Equipo utilizado para levantar pesos con cable de acero en las actividades deExploración y Explotación de Hidrocarburos.

WOR: Relación agua Petróleo (water oil ratio).

Zapato: Punta inferior que guía una Tubería de Revestimiento o Liner y que generalmentetiene una válvula de retención.

Zaranda (o Rumba): Equipo que separa los detritos de perforación del Lodo por medio demallas vibradoras.

Artículo 3.- Actividades Las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos comprenden, las actividadespropias de la búsqueda y descubrimiento de Hidrocarburos, incluyendo trabajos de geología decampo, perforación de Pozos Exploratorios y de Desarrollo, así como las Actividades de Producciónde Hidrocarburos.

Artículo 4.- Ministerio de Energía y Minas El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) es el órgano rector del Sector de Energía y Minas,el cual dentro de las funciones relacionadas con el Sub Sector Hidrocarburos, posee las facultadesnormativa, promotora y concedente. En razón de ello, le corresponde dictar las normascomplementarias a fin de tener actualizado el presente Reglamento.

El MINEM a través de la DGH, dentro del ámbito de su competencia, tiene la facultad paraotorgar derechos de concesión, así como otorgar, suspender, denegar y cancelar autorizacionesadministrativas que el presente Reglamento prevé, así como llevar un registro de ellas.

Artículo 5.- PERUPETRO PERUPETRO es la empresa estatal de derecho privado del Sector de Energía y Minasencargada de promover, negociar, celebrar y supervisar en su calidad de Contratante, las actividadesde Exploración y Explotación en el marco de los contratos suscritos al amparo de la Ley Nº 26221 olos Decretos Leyes Nº 22774 y Nº 22775.



Artículo 6.- OSINERG OSINERG es el organismo público encargado de la supervisión y fiscalización delcumplimiento del presente Reglamento, de conformidad con el artículo 5 de la Ley de creación delOSINERG, Ley Nº 26734, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en losServicios Públicos, Ley Nº 27332, la Ley Complementaria de Fortalecimiento Institucional delOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía (OSINERG), Ley Nº 27699 y sus correspondientesnormas reglamentarias, complementarias, modificatorias y ampliatorias. De igual forma esta entidadestá facultada para dictar las disposiciones necesarias para el cumplimiento de esta norma dentro delámbito de su competencia.

Artículo 7.- Comunicación El Contratista está obligado a dar aviso a PERUPETRO al inicio, reinicio o cese de susOperaciones, así como de cualquier alteración o cambio sustancial en su plan de trabajo.

Artículo 8.- Facilidades de Fiscalización El Contratista está obligado a proporcionar las facilidades que se encuentren a su alcance enel área donde se realicen las Operaciones, a fin que los representantes de OSINERG y PERUPETROpuedan cumplir con sus funciones de fiscalización y supervisión, sin alterar el normal desarrollo desus Operaciones.

Artículo 9.- Derechos de Uso y Servidumbre El Contratista podrá solicitar los derechos de uso y servidumbre indicados en los artículos 82,83 y 84 de la Ley y será responsable del pago de la indemnización por los perjuicios económicos queocasione el ejercicio de tales derechos.

Los procedimientos para el otorgamiento de estos derechos se realizarán conforme con lodispuesto en el Título VII del presente Reglamento.

TÍTULO II

SEGURIDAD, SALUD Y AMBIENTE

CAPÍTULO I

DISPOSICIONES GENERALES

Artículo 10.- Obligaciones Sin perjuicio de las normas específicas contenidas en el presente Reglamento, en relacióncon la protección ambiental y seguridad, el Contratista y sus Subcontratistas deberán cumplir con elReglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, aprobado por DecretoSupremo Nº 046-93-EM, así como sus correspondientes normas complementarias y modificatorias,en concordancia a lo dispuesto en el artículo 87 de la Ley y demás Reglamentos aplicables.

Artículo 11.- Protección Ambiental Los campamentos e instalaciones cumplirán las normas indicadas en el Reglamento para laProtección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. El Personal deberá cumplir con loreferente a la protección de la flora y fauna locales, conforme a lo dispuesto por el referidoReglamento.

Artículo 12.- Desechos Los desechos y desperdicios producidos durante la Exploración y Explotación seránmanejados como se indica en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades deHidrocarburos.

Artículo 13.- Disponibilidad de normas Para facilitar la labor de OSINERG, el Contratista deberá tener disponibles las normas y



especificaciones que use durante sus Operaciones y las que haya utilizado en la construcción de susinstalaciones.

CAPÍTULO II

SEGURIDAD Y SALUD

Artículo 14.- Responsabilidades El Contratista será responsable de la ejecución del trabajo en concordancia con las normas ylos reglamentos de seguridad aplicables, así como de las buenas prácticas de trabajo de la industriadel petróleo.

Artículo 15.- Prohibición de ingreso de Personal no autorizado Está prohibido el ingreso de Personal al área donde se realicen estas actividades sin eldebido permiso del Contratista.

Artículo 16.- Seguridad industrial El Contratista contará con Personal de seguridad industrial en las Operaciones de campo. Laresponsabilidad del Personal citado incluirá, sin limitarse a ello, el mantenimiento, el monitoreo y laimplementación de guías de seguridad, así como procedimientos de seguridad en el trabajo para lasdiferentes Operaciones.

Artículo 17.- Reuniones de seguridad El Contratista y sus Subcontratistas deben organizar reuniones de seguridad previas al iniciodel trabajo, poniendo especial atención, sin ser limitativos, a los siguientes puntos:

a) Primeros auxilios, resucitación cardio-pulmonar (RCP), prácticas contra incendio y técnicasde supervivencia.

b) Equipos de seguridad.

c) Servicios de primeros auxilios.

d) Control de acceso.

e) Plan de contingencias.

f) Distancias seguras para el uso de fuentes de energía.

g) Seguridad en el transporte.

h) Salud, alcohol y narcóticos.

i) Salud ocupacional.

j) Almacenamiento y transporte de explosivos, combustibles y químicos.

k) Consideraciones ambientales.

l) Consideraciones climatológicas.

m) Operaciones acuáticas (si es aplicable).

Artículo 18.- Sistema de informes sobre accidentes El Contratista deberá implementar un sistema de informes para accidentes. Mantendrá uninforme mensual respecto a la gestión de Seguridad, en el que se incluirán las estadísticas de



accidentes. Será responsable de mantener y promover la seguridad, debiendo ejecutar prácticas deemergencia y organizar reuniones de seguridad.

Artículo 19.- Informes de condiciones inseguras El Contratista implementará un sistema para reconocer, corregir y reportar actos ycondiciones inseguras.

Artículo 20.- Entrenamiento El Contratista está obligado a proporcionar entrenamiento permanente a su Personal en lassiguientes áreas:

a) Seguridad. b) Manejo de vehículos. c) Primeros auxilios. d) Prácticas contra incendio. e) Técnicas de supervivencia. f) Plan de Contingencias.

Dicha obligación también es exigible respecto del Personal de sus Subcontratistas.

De igual forma, el Contratista garantizará que ningún miembro de su Personal o visitante setraslade al área de Operaciones si previamente no ha recibido una charla básica de seguridad einformes sobre la naturaleza del trabajo.

Artículo 21.- Preparación del Programa Anual de Actividades de Seguridad (PAAS) El Contratista deberá preparar y desarrollar un PAAS, el cual deberá ser presentado a OSINERGdurante el mes de noviembre de cada año.

El PAAS se formulará anualmente y comprenderá como mínimo:

a. Objetivo.

b. Metas.

c. Actividades de Control de Riesgos:

- Inspecciones. - Revisión de Procedimientos de trabajo (perfiles de seguridad). - Reuniones de Comité.

d. Capacitación:

- Seguridad y Procedimientos de Trabajo (Perfiles de Seguridad). - Entrenamiento básico teórico-práctico de prevención y extinción de incendios. - Cursos básicos de Primeros Auxilios. - Charlas de seguridad de 5 minutos. - Cursos de Supervivencia (cuando corresponda). - Curso de Manejo y Control de Emergencias con Materiales Peligrosos.

e. Control de Emergencias:

- Inspección y Mantenimiento de los sistemas, equipos y materiales de control de incendios y otrasemergencias.

- Revisión, prueba (simulacros) y actualización del Plan de Contingencias (PDC).(*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 4 del Decreto Supremo Nº 043-2007-EM , publicado el 22agosto 2007, cuyo texto es el siguiente:



“Artículo 21.- Preparación del Programa Anual de Ac tividades de Seguridad (PAAS) En el mes de noviembre de cada año, el Contratista deberá presentar ante OSINERGMIN unPAAS correspondiente al año siguiente. El contenido, oportunidad y procedimiento para lapresentación del PAAS se regirá por lo dispuesto en el Reglamento de Seguridad en las Actividadesde Hidrocarburos, sus normas modificatorias, sustitutorias y complementarias.”

Artículo 22.- Formulación de un Plan de Contingencia s (PDC) La Contratista formulará un Plan de Contingencia para sus instalaciones, que deberá ser deconocimiento de sus Subcontratistas. Copia de este plan se hará llegar a OSINERG.

22.1 Los PDC incluirán los procedimientos de respuesta e informes para cada uno de los diferentestipos de emergencia que puedan presentarse en cada instalación. Estos PDC cubrirán necesariamente lassiguientes eventualidades:

a. Incendio, explosión, fugas. b. Derrames de Hidrocarburos. c. Sismos. d. Emergencias con materiales peligrosos.

Adicionalmente, si fuera el caso, se incluirá planes para:

a. Inundación, huaycos o deslizamientos de tierra. b. Emergencias operativas. c. Accidentes con múltiples lesionados. d. Otros.

22.2 La existencia de planes de apoyo mutuo con otras entidades del área, no enerva la obligación decumplir las normas y dispositivos de seguridad aplicables.

22.3 Cuando sea necesario, los PDC deberán ser coordinados con las autoridades y entidadesinvolucradas.(*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 4 del Decreto Supremo Nº 043-2007-EM , publicado el 22agosto 2007, cuyo texto es el siguiente:

“Artículo 22.- Formulación de un Plan de Contingenc ias (PDC) La Contratista formulará un Plan de Contingencia para sus instalaciones, que deberá ser deconocimiento de sus Subcontratistas. El contenido, oportunidad y procedimiento para la presentacióndel Plan de Contingencia se regirá por lo dispuesto en la Ley Nº 28551, Ley que establece laobligación de elaborar y presentar Planes de Contingencia, así como por el Reglamento de Seguridaden las Actividades de Hidrocarburos, sus normas modificatorias, sustitutorias y complementarias.”

Artículo 23.- Operaciones acuáticas El Contratista implementará normas y procedimientos para Operaciones en el agua (mar,ríos, lagos). Estos procedimientos incluyen, sin limitarse a ellos, a: proveer embarcaciones a motor,salvavidas y equipos de emergencia, incluyendo comunicaciones, luces de navegación, sistema deapagado de emergencia para motores fuera de borda y buena iluminación para embarques ydesembarques nocturnos. Deberá emitirse cartillas de instrucción con los procedimientos deseguridad.

Artículo 24.- Ríos Los cruces de ríos serán permitidos solamente en puntos establecidos por el Contratista quesean aprobados por la DICAPI.

Artículo 25.- Naves y aeronaves El Contratista aplicará sus normas y procedimientos de seguridad para las Operaciones con



naves y aeronaves. Asimismo, incluirá tipos, logística, programa de navegación, programa de vuelo,reportes de carga y monitoreo de Operaciones. Esta actividad estará, según sea el caso, normadapor la DICAPI o DGTA.

Artículo 26.- Prohibiciones El Contratista deberá prohibir el consumo de bebidas alcohólicas, narcóticos y cualquier otrasustancia tóxica; garantizando que la mencionada prohibición sea ampliamente difundida al Personalantes de iniciar los trabajos.

Artículo 27.- Salud de los trabajadores El Contratista garantizará (dentro de lo razonablemente práctico) que los trabajadorescontratados para sus Operaciones se encuentren en buen estado de salud. El Personal encargadodel manejo y preparación de alimentos será examinado periódicamente.

Artículo 28.- Estándares de seguridad El Contratista deberá poseer un sistema de permisos de trabajo que permita evaluaractividades de alto riesgo tales como trabajos en caliente, trabajos en altura, trabajos en espaciosconfinados y trabajos en instalaciones eléctricas y, en general, para todo tipo de actividades querepresenten riesgos. Este sistema de permisos de trabajo deberá ser considerado en el Análisis deRiesgo y será parte integrante del Reglamento Interno de Seguridad Integral.

Artículo 29.- Implementos El Contratista proveerá al Personal ropa, implementos adecuados y equipos de protecciónnecesarios para efectuar las diferentes tareas a realizarse.

Artículo 30.- Emergencias En los lugares donde se manipulen sustancias químicas, incluyendo ácido para baterías, serequerirá por lo menos una estación de emergencia para la atención de cualquier Incidente.

Artículo 31.- Cinturones de seguridad El uso de cinturones de seguridad en los vehículos y aeronaves es obligatorio, así como el desalvavidas en las embarcaciones para transporte acuático.

Artículo 32.- Licencia de conducir Los conductores de vehículos tendrán sus licencias de conducir válidas y la categoríacorrespondiente.

Artículo 33.- Límites de velocidad De acuerdo a las zonas por donde los vehículos deben transitar, se fijará límites de velocidad,los que serán ubicados en lugares visibles para los conductores de los vehículos.

Artículo 34.- Comunicaciones Las unidades operativas (de actividad sísmica, perforación, producción u otros) tendráncomunicación directa (radio, teléfono, etc.) con el campamento base o con cualquier otro centro decontrol operativo.

CAPÍTULO III

CONDICIONES DE SEGURIDAD Y SALUD EN LOS CAMPAMENTOS

Artículo 35.- Condiciones básicas de alojamiento pa ra el Personal El Contratista está obligado a otorgar a su Personal las condiciones básicas de alojamientocon la finalidad de garantizar la vida, salud y el bienestar de los mismos, de acuerdo a las actividadesque se realicen y a las exigencias ambientales pertinentes.

Artículo 36.- Prioridad en el alojamiento del Perso nal



El Contratista está obligado a instalar con prioridad, el alojamiento que corresponda alPersonal en el campamento.

Artículo 37.- Instalación del campamento base El campamento base, deberá instalarse tomando las siguientes medidas de seguridad:

37.1 Deberá establecerse en aquellas zonas donde se compruebe que no existe peligro dedeslizamientos y/o desprendimientos, fallas geológicas activas, desbordes de ríos o de otranaturaleza, que supongan algún riesgo para la vida humana.

37.2 Se tomará en cuenta las medidas de seguridad necesarias que eviten poner en riesgo lavida, integridad y salud del Personal.

37.3 Deberá ser ubicado en áreas despejadas y libres de caídas de árboles o troncos quepuedan causar accidentes al Personal.

37.4 Instalar el campamento en la parte alta del terreno si fuera el caso y en las cercanías dealguna fuente de agua.

37.5 En caso que fuera inevitable tener que establecerse en terrenos pantanosos, áreasexpuestas a inundaciones u otras situaciones que signifiquen riesgo para la salud del Personal, sedeberá contrarrestar dichas condiciones realizando acciones apropiadas y/o utilizando instalacionescomplementarias.

Artículo 38.- Facilidades adicionales del campament o base El campamento base, además de cumplir con el Reglamento Nacional de Construcciones,aprobado mediante Decreto Supremo Nº 063-70-VI, así como sus normas complementarias ymodificatorias, en lo que fuera aplicable, deberá contar con:

38.1 Médico y Tópico de Primeros Auxilios dotado de equipo de diagnóstico básico(tensiómetro, estetoscopio, termómetro, etc.), de instrumental para cirugía menor y de una existenciade medicinas oportunamente reabastecidas. Esta disposición no será exigible cuando el campamentobase se encuentre en una localidad donde existan centros públicos de asistencia médicadebidamente implementados.

38.2 Equipo de radio y sirena para alarma local.

38.3 Extintores adecuados y ubicados estratégicamente en cantidad y calidad de acuerdo alos riesgos existentes, conforme lo dispone el presente Reglamento.

38.4 Depósitos techados para combustibles ubicados en un lugar libre de riesgo que nocomprometa al campamento.

38.5 Dormitorios, cocina, comedor y depósitos de comestibles.

38.6 Servicios higiénicos y servicios de agua potable.

38.7 Implementos de seguridad.

Artículo 39.- Provisión del campamento móvil El campamento móvil, deberá estar provisto de:

39.1 Carpas.

39.2 Catres de campaña con mosquiteros, donde sea necesario.



39.3 Botiquín para la atención de Primeros Auxilios.

39.4 Alimentos necesarios.

39.5 Implementos de seguridad.

39.6 Extintores contra incendio de acuerdo a los riesgos presentes.

39.7 Instalaciones sanitarias en lo que fuera posible, las cuales deberán ser neutralizadascon un sello de óxido de calcio antes de su abandono.

39.8 Equipo de comunicaciones.

Artículo 40.- Lugar de instalación de campamentos b ase en zonas endémicas El campamento base deberá instalarse en espacios abiertos, circundado de área libre yalejado de cualquier condición que favorezca el desarrollo de insectos vectores.

Artículo 41.- Protección de las puertas y ventanas Las puertas y ventanas de las instalaciones del campamento base ubicado en zona endémicadeberán estar protegidas con mallas metálicas o plásticas de trama fina suficiente como paraimposibilitar el ingreso de algún insecto vector u otro animal nocivo.

Artículo 42.- Uso de insecticidas en las áreas exte rnas e internas Las superficies externas e internas de las viviendas del campamento base ubicado en zonaendémica, deberán estar rociadas con insecticidas de conocida acción y prolongado poder residualque no afecten al Personal. La periodicidad de aplicación será de acuerdo a las instrucciones delfabricante.

Artículo 43.- Adecuadas condiciones higiénicas El campamento base ubicado en zona endémica contará con adecuadas condicioneshigiénicas que protejan los alimentos y el agua de posibles contaminaciones y además contará conservicios sanitarios, los cuales se encontrarán ubicados al interior del mismo. El Personal encargadodel manejo y preparación de alimentos será examinado periódicamente.

Artículo 44.- Insecticidas para las carpas Para el caso de campamentos móviles instalados en zonas endémicas, las carpas deberánser rociadas periódicamente con insecticidas, teniéndose presente el evitar la inflamabilidad oposibilidad de intoxicación de sus ocupantes.

Artículo 45.- Provisión de mosquiteros Cada litera estará provista de mosquitero de malla fina, el cual debe ser impregnadoperiódicamente, con un insecticida de efecto residual.

Artículo 46.- Letrinas en el caso de campamentos pr ovisionales El campamento provisional deberá contar con letrinas próximas al campamento y protegidascontra los insectos. Éstas deben ser impregnadas periódicamente con insecticidas de acuerdo conlos requerimientos de salubridad.

Artículo 47.- Personal asistencial titulado en los campamentos provisionales El campamento provisional debe contar con Personal asistencial titulado o enfermero, quedeberá encargarse de inspeccionar las instalaciones sanitarias y vigilar la aplicación de las normas deeste capítulo.

CAPÍTULO IV

AMBIENTE



Artículo 48.- Estudio de Impacto Ambiental (EIA) El Contratista presentará a la DGAAE, previo a iniciarse cualquier Actividad de Exploracióny/o Explotación, un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), de acuerdo a lo establecido en el Artículo 10del Título IV del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

Artículo 49.- Prevención de impactos El Contratista efectuará verificaciones regulares de la prevención del impacto y se tomaránmedidas de control de acuerdo con el PMA. Cuando sea necesario, se iniciarán medidas adicionaleso alternativas para reducir el impacto no previsto.

Artículo 50.- Auditorías El Contratista llevará a cabo las auditorías ambientales internas de acuerdo al PMA, y alReglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

Artículo 51.- Disparos-Sísmica Para los Puntos de Disparo de sísmica se deberán observar las normas establecidas en elReglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

Se deberán evitar las áreas de terrenos inestables o donde se sepa de la existencia decavidades subterráneas.

Artículo 52.- Limitación de orugas Se limitará el uso de vehículos con orugas o equipo de movimiento de tierra en lasOperaciones, en la construcción y mantenimiento de caminos, construcción de plataformas de pozos,ductos o proyectos mayores y en el caso de vibradores para la sísmica.

Artículo 53.- Construcción de trochas La apertura de trochas para líneas sísmicas se efectuará, en caso de ser necesario, deacuerdo al Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. Se evitaráel corte de árboles donde sea posible, ajustando la configuración del punto de disparo.

Artículo 54.- Selección de rutas de menor impacto Se efectuará un reconocimiento previo al marcado de cada línea sísmica, caminos y ductospara seleccionar la ruta que provoque el menor impacto.

En los lugares donde se necesite cruzar un río, sus cauces y riberas serán regularmenteinspeccionados y los cruces sometidos a mantenimiento a fin de prevenir desestabilizaciones. No sedragará ni profundizará ninguna vía de agua, río o acceso acuático.

Artículo 55.- Velocidad limitada de las embarcacion es Se fijarán límites de velocidad a las embarcaciones, los cuales serán normados por laDICAPI, a fin de garantizar una operación segura, así como para evitar la erosión de las riberas de losríos.

Artículo 56.- Protección al ganado En las zonas donde se verifique presencia de ganado, este deberá ser desplazado de loslugares donde se planea detonar cargas sísmicas a una distancia mínima de doscientos (200) metrosde la línea sísmica. Si por razones de espacio u otro motivo no fuera posible, se requerirá supervisiónespecial para el ganado.

Artículo 57.- Pantanos En caso de existencia de pantanos en el Área de Contrato, el Contratista elaborará un plandetallado en el EIA y PMA.

Artículo 58.- Perturbaciones en ambientes acuáticos



El Contratista deberá instruir a su Personal sobre la forma de minimizar las perturbaciones,actuales o potenciales, de la vida salvaje, tanto en tierra como en los cuerpos de agua.

Artículo 59.- Protección de zonas de anidación Se debe evitar la realización de actividades u Operaciones en las zonas de anidación de lasaves acuáticas y terrestres, así como también en aquellos lugares de descanso de aves migratorias,reproducción de reptiles, mamíferos terrestres y acuáticos.

Artículo 60.- Empleo de cañones de aire El EIA y PMA respectivo deberán contemplar un plan específico para cada área donde seempleen Cañones de Aire.

Artículo 61.- Prohibición del uso de explosivos De acuerdo a las prácticas vigentes, no se deben usar explosivos en el mar, ríos, lagos ypantanos, salvo en casos excepcionales, para lo cual se deberá obtener la autorización expresa de laDGAAE, la cual será comunicada a OSINERG.

En caso se estime necesario, la DGAAE podrá solicitar opinión técnica a otras autoridadesadministrativas competentes.

Artículo 62.- Informe sobre muerte o daño a especie s animales Si como consecuencia de las actividades de Exploración y/o Explotación se detectaseevidencia de muerte o daños significativos a especies animales, deberá reportarse inmediatamente ala DGAAE y a OSINERG, explicando las causas y las acciones ejecutadas para solucionar elproblema.

Artículo 63.- Lugares arqueológicos En las actividades de Exploración y/o Explotación, se evitarán los lugares arqueológicos.

Artículo 64.- Charlas sobre valor arqueológico Antes de iniciar actividades de Exploración y/o Explotación en una zona con posibilidadesarqueológicas, el Personal será informado sobre la importancia arqueológica de la región, lanaturaleza de un sitio arqueológico, cómo reconocerlo, el procedimiento adecuado para reportar suexistencia y las medidas para su preservación.

Artículo 65.- Descubrimientos arqueológicos Si se descubre un sitio, reliquias o restos arqueológicos, se informará inmediatamente delhallazgo al Instituto Nacional de Cultura y a PERUPETRO, quien lo comunicará a OSINERG y, de serel caso, a otras autoridades competentes.

Artículo 66.- Restauraciones de áreas y daños a la propiedad Al terminar una actividad de Exploración y/o Explotación, y cuando se retiren instalaciones ose abandone un área o campo de Operaciones, deberá restaurarse el área de acuerdo a lo indicadoen los EIA o el instrumento de gestión ambiental correspondiente.

Si el drenaje natural hubiese sido afectado de alguna manera, éste deberá ser restaurado.

Las modificaciones que se hubieren efectuado respecto de bienes de terceros previaautorización por escrito de los propietarios y/o poseedores, según fuera el caso, serán, en lo posible,devueltas a su estado original al terminar la actividad para la cual fuera modificada.

Artículo 67.- Restauración de compactación de suelo s Las áreas de suelo que hayan sido compactadas deben ser removidas en profundidad, paraayudar a la infiltración de agua y promover la vegetación natural.

Artículo 68.- Finalización de Actividades



Al término de las actividades de Exploración y/o Explotación en el Área de Contrato, sedeberán ejecutar las medidas contempladas en el Plan de Abandono del Área.

Artículo 69.- Abandono de actividad El abandono de cualquier actividad de Exploración y/o Explotación debe comunicarse aPERUPETRO y a OSINERG, con treinta (30) días antes del probable plazo de ejecución y ésteúltimo, informará a las autoridades competentes.

Artículo 70.- Restauración después de la sísmica Dentro de los tres (3) meses siguientes de haberse culminado la campaña sísmica, elContratista y OSINERG verificarán la restauración del área.

En lugares predeterminados, se tomarán una serie de fotografías representativas paraidentificar las condiciones de las Líneas Sísmicas a intervalos regulares, proporcionando una medidade su recuperación.

Si el Contratista efectúa verificaciones, los resultados deben ser enviados a OSINERG.

Artículo 71.- Información sobre la protección ambie ntal Los Contratistas se encargarán que los folletos o cartillas resumen de la política deprotección ambiental sean colocados en lugares visibles en cada campamento.

Artículo 72.- Almacenamiento de combustibles Se controlará estrictamente el almacenamiento de combustibles en el campamento.

El almacenamiento de combustibles, lubricantes y sustancias químicas debe estar en un sitiocerrado, con cubierta impermeable.

Los tanques de combustibles deben estar dotados de válvulas seguras (que se puedan cerrarcon llave para evitar usos no autorizados).

Cualquier fuga o contaminación de combustible al suelo o al agua, de acuerdo al artículo 80del presente Reglamento, debe ser reportada a OSINERG y al MINEM procediéndose a su limpiezapara prevenir cualquier amenaza de contaminación.

Artículo 73.- Inventario y registro de usos de comb ustibles y contaminantes Debe llevarse un inventario de los volúmenes de Hidrocarburos o posibles contaminantesalmacenados en los campamentos, embarcaciones, lanchas o transportados en buque-tanque osimilares.

Adicionalmente, se mantendrá un registro de uso y almacenaje de todos los combustibles,lubricantes y sustancias químicas. También deberá registrarse el combustible contaminado.

Artículo 74.- Tratamiento de Hidrocarburos no reuti lizados Los Hidrocarburos que no puedan ser reutilizados deben ser tratados de acuerdo al PMAcorrespondiente.

Artículo 75.- Disposición de sustancias El uso, manejo y disposición de sustancias químicas, se efectuará de acuerdo a loslineamientos del Manejo Seguro de Sustancias Químicas (SHOC).

Artículo 76.- Eliminación de desechos Antes de abandonar el campamento base, todos los desechos serán recolectados yeliminados adecuadamente de acuerdo al PMA respectivo.

Artículo 77.- Traslado de desechos



Los desechos no biodegradables de los campamentos volantes serán transportados alcampamento base para su adecuado tratamiento según el PMA respectivo.

Artículo 78.- Manejo de desechos Durante la ejecución de las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, elmanejo de desechos debe ser monitoreado y se llevará un registro de los mismos según el PMA.

Artículo 79.- Contaminación inminente Si llegara a existir una amenaza de contaminación al agua subterránea, el Contratista deberáinformar a OSINERG, así como a las autoridades locales y notificar a la población local de lasacciones a tomar, en lo que fuera pertinente.

Artículo 80.- Reporte de accidentes ambientales La responsabilidad de informar los accidentes ambientales a OSINERG y al MINEMcorresponderá al Contratista. El informe y la investigación de accidentes ambientales es parteintegrante del PMA.

Si ocurriera un accidente ambiental, éste deberá ser puesto en conocimiento de OSINERG ydel MINEM dentro de las veinticuatro (24) horas de haberse producido, sin perjuicio de presentar uninforme ampliatorio dentro de las setenta y dos (72) horas de la ocurrencia del evento. Además, elContratista deberá hacer llegar a ambas entidades, dentro de los quince (15) días calendariosiguientes a la ocurrencia del accidente ambiental, un reporte en el que de cuenta del daño ambientalproducido, así como de las medidas empleadas para mitigar el mismo.

Artículo 81.- Accidentes ambientales Se consideran accidentes ambientales a:

a) Derrames y/o Fugas de hidrocarburos. b) Tratamiento o disposición impropia de desechos. c) Cortes o remociones inadvertidas de vegetación. d) Pérdida de flora y fauna. e) Otros que afecten al ambiente.

Artículo 82.- Procedimientos de aplicación en medid as correctivas ambientales En el campo se debe definir un procedimiento adecuado que facilite la aplicación oportuna demedidas correctivas a los accidentes ambientales.

TÍTULO III

EXPLORACIÓN

CAPÍTULO I

ACTIVIDADES EXPLORATORIAS

Artículo 83.- Actividades Los Contratistas podrán llevar a cabo las siguientes actividades de Exploración, cuyamención tiene carácter referencial más no limitativo:

a) Estudios Geofísicos (Magnetometría, Gravimetría, Sísmica).

b) Estudios de Sensores Remotos (fotos aéreas, imágenes satelitales, radar aéreo, etc).

c) Estudios Geoquímicos.

d) Estudios Geológicos.



e) Perforación y Completación de Pozos.

f) Pruebas de producción.

Artículo 84.- Plan Exploratorio Una vez suscrito el Contrato, el Contratista remitirá a PERUPETRO un plan de Exploraciónque incluya el programa mínimo de trabajo pactado en el contrato, dentro de los cuarenta y cinco (45)días antes de iniciar las actividades.

Artículo 85.- Datos sísmicos La adquisición y procesamiento de datos sísmicos se llevará a cabo de acuerdo a losestándares generales aceptados en la industria y a las condiciones del área.

Artículo 86.- Informes sísmicos El Contratista llevará un informe diario de los estudios o trabajos realizados. En el caso de loslevantamientos sísmicos, incluirá información sobre el tamaño de la carga explosiva, el número dedisparos e información precisa sobre la ubicación de los puntos de disparo.

Los informes deberán encontrarse disponibles para su revisión por PERUPETRO. (*)

(*) Párrafo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 088-2009-EM , publicado el 12diciembre 2009, cuyo texto es el siguiente:

“ Los informes diarios serán enviados a PERUPETRO en la oportunidad que sean requeridospor dicha entidad.”

CAPÍTULO II

MANEJO DE EXPLOSIVOS

Artículo 87.- Almacenamiento de explosivos Los explosivos deberán almacenarse según Normas y Procedimientos del Reglamento de laDICSCAMEC o la norma NFPA 495, en caso de no ser de aplicación la primera.

Artículo 88.- Depósitos de explosivos en superficie Los depósitos para los explosivos construidos en superficie deberán tener las siguientescaracterísticas:

a) Estar construidos a prueba de balas con paredes, techos y pisos forrados con madera.

b) Tener puertas provistas de candados y llaves de seguridad.

c) Conexión a tierra en caso de tener estructura metálica.

d) El interior debe estar adecuadamente ventilado, seco y limpio.

e) Contar con equipos de protección de descargas atmosféricas (Pararrayos).

f) Tener instalaciones eléctricas a prueba de explosión.

g) Evitar que los cables de transmisión eléctrica y/o data pasen sobre los depósitos deexplosivos.

Artículo 89.- Almacenamiento de explosivos y fulmin antes Está prohibido guardar explosivos fuera de los polvorines o depósitos. Los fulminantes



deberán almacenarse a una distancia mínima de cien (100) metros de los depósitos de explosivos.

Artículo 90.- Manipulación de explosivos y fulminan tes El procedimiento para abrir o remover los explosivos y fulminantes de su empaque originaldebe realizarse fuera de los depósitos.

Artículo 91.- Almacenamiento de cajas con explosivo s Las cajas que contienen explosivos no deberán colocarse en contacto con las paredes.Deben apilarse de acuerdo a instrucciones del fabricante y en ningún caso deben alcanzar una alturamayor de dos (2) metros.

Artículo 92.- Inspección de los depósitos Los depósitos de explosivos deben ser revisados semanalmente, estar provistos de avisos oletreros de seguridad que los identifiquen claramente y tener extintores adecuados contra incendio deacuerdo a la norma NFPA 10.

La zona circundante al depósito de explosivos se mantendrá despejada de basura, monte omaleza, para minimizar peligros de incendio.

Está prohibida la presencia de productos inflamables a distancias menores de veinticinco (25)metros de los depósitos de explosivos.

Los depósitos de explosivos estarán resguardados las veinticuatro (24) horas del día porPersonal de vigilancia idóneo.

Artículo 93.- Cerco perimetral en los depósitos de explosivos Se debe construir un cerco perimetral con alambre de púas alrededor de los depósitos deexplosivos. La distancia mínima entre el cerco y los depósitos deberá ser de veinte (20) metros. Lascondiciones locales de seguridad podrán determinar requerimientos mayores.

Artículo 94.- Devolución y eliminación de explosivo s no utilizados Los explosivos no utilizados en el plazo máximo de un (1) año, deben ser devueltos alfabricante o destruidos bajo su supervisión, tan pronto como sea posible, de acuerdo a losprocedimientos de seguridad del fabricante. Si se opta por su destrucción, se debe preparar unregistro especificando cantidad, tipo y disposición final de los residuos.

Artículo 95.- Personal responsable de los explosivo s Los depósitos estarán a cargo de Personal experimentado en el almacenamiento, transportey manejo de explosivos.

Artículo 96.- Control en la entrega de explosivos La entrega de explosivos se efectuará a la presentación de la orden debidamente llenada yfirmada por el Personal autorizado. Se deberá llevar un inventario de explosivos; y solamente sepermitirá el ingreso a los depósitos de explosivos a las personas debidamente autorizadas,registrando su nombre y firma al entrar y salir, así como la fecha y hora de la ocurrencia.

Artículo 97.- Encargado de la tramitación para adqu irir explosivos El Contratista es el encargado de tramitar los permisos para la adquisición o el transporte delos explosivos ante la autoridad competente.

Artículo 98.- Prohibición para el manipuleo de expl osivos Está prohibido transportar o manipular explosivos bajo la influencia de drogas o alcohol.

Artículo 99.- Transporte de explosivos y fulminante s Para el transporte de explosivos y fulminantes se deberá cumplir con las siguientesdisposiciones:



a) Los vehículos que se utilicen para transportar explosivos deberán estar en óptimascondiciones y deberán ser inspeccionados diariamente.

b) Las partes del vehículo en contacto con los explosivos estarán cubiertas con materialesadecuados a fin que no se produzcan chispas.

c) En la recarga de combustible al vehículo, se deberá observar que éste se encuentre sinexplosivos.

d) Está prohibido fumar cuando se esté transportando explosivos.

e) Cada vehículo usado para transportar explosivos deberá estar equipado como mínimo condos (2) extintores de 2,5 kg., totalmente cargados y en buenas condiciones.

f) Los vehículos que transporten explosivos evitarán transitar por áreas de congestiónpoblacional y en lo posible, no se transportarán explosivos durante la noche.

g) Los explosivos y fulminantes deberán transportarse separadamente y en vehículosdiferentes, en cajas de madera para evitar la inducción electromagnética.

h) Está prohibido el uso de la radio cuando se está transportando fulminantes.

i) Los vehículos que transportan explosivos no deberán estacionarse en áreas pobladas ocampamentos.

Artículo 100.- Personal de seguridad en el transpor te de explosivos Personal de seguridad acompañará el transporte de los explosivos desde el punto derecepción hasta su destino final. El Personal de seguridad firmará la guía de remisión especificandolas cantidades de explosivos tanto a la entrega/salida como a la recepción/llegada.

Artículo 101.- Analogías de reglas en diversos medi os de transporte Para los casos de transporte acuático y aéreo se usarán reglas similares a las enunciadaspara el caso del transporte terrestre.

Artículo 102.- Personal calificado para la carga y detonación El Personal responsable de la carga y detonación de los explosivos (Disparador) deberá estardebidamente entrenado y calificado en el manejo, almacenamiento, preparación y uso de explosivos.

Previo al inicio de las Operaciones sísmicas, el Personal asistente del Disparador, el Personalde seguridad y otros que puedan tener contacto con los explosivos, deben recibir un entrenamientoapropiado.

Artículo 103.- Operaciones con explosivos. Las Operaciones con explosivos serán conducidas y ejecutadas por Personal experimentado,entrenado y competente. El Personal que maneje explosivos deberá:

a) Haber demostrado tener los conocimientos necesarios.

b) Ser capaz de tomar decisiones correctas y seguras en toda situación.

c) Estar en condiciones óptimas de salud y no ser adicto a ningún tóxico, narcótico ocualquier tipo de drogas.

d) Tener conocimiento de las normas locales, leyes y reglamentos aplicables al trabajo.



e) Haber obtenido un certificado para el manejo de explosivos, otorgado por la DICSCAMECo la entidad que la sustituya.

TÍTULO IV

PERFORACIÓN

Artículo 104.- Aplicación de reglas técnicas y norm as Las normas, técnicas y especificaciones que se utilizan en la perforación de Pozos, tanto enla fase de Exploración como de Explotación, son similares, diferenciándose solamente en la mayorexigencia respecto a la seguridad de la operación exploratoria, debido al desconocimiento de lascondiciones del subsuelo. Una vez conocida el área, dichas normas se adaptarán, con la debidajustificación, a las condiciones reales que se encuentren. Las normas indicadas en este título sonaplicables a los equipos de servicio y reacondicionamiento de Pozos, en lo que corresponda.

La documentación en la que se solicite la instalación de una plataforma debe incluir elprocedimiento que se empleará en su abandono y recuperación.

CAPÍTULO I

INSTALACIÓN DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

Artículo 105.- Información sobre la ubicación del P ozo El Contratista deberá obtener previamente la información necesaria relacionada con laubicación del futuro Pozo, incluyendo su influencia sobre poblaciones de la zona, condiciones delclima, la topografía y resistencia de suelos, que le permita una correcta instalación del equipo deperforación y la planificación de sus Operaciones.

Artículo 106.- Detección de ácido sulfhídrico El Contratista deberá averiguar sobre la posible existencia de H2S, SO2, y CO2 en la zonapara desarrollar el Plan de Contingencia correspondiente, indicado en el 129 del presenteReglamento.

Artículo 107.- Antecedentes de Pozos perforados en el Área de Contrato A solicitud del Contratista, PERUPETRO proporcionará la información que tenga disponibleacerca de los Pozos perforados con anterioridad en el Área de Contrato. Los gastos en que incurraPERUPETRO por este servicio serán de cargo del Contratista.

Artículo 108.- Selección de Ubicación La selección de la Ubicación, así como la construcción de su acceso y de la plataformadonde se instalará el equipo de perforación, seguirán las normas indicadas en el Reglamento para laProtección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.

Artículo 109.- Condiciones del Equipo de Perforació n El Contratista hará uso de un equipo de perforación adecuado para las condicionesoperativas planeadas, el cual deberá contar con capacidad en exceso para poder perforar y completarel Pozo hasta su objetivo. Antes del inicio de las Operaciones, el encargado de la perforación deberáverificar en su totalidad, el procedimiento de trabajo para el armado del equipo de perforación.

Artículo 110.- Operación por Subcontratista calific ado El Contratista deberá verificar que la empresa que ejecute la perforación tenga la experiencia,el equipo necesario y los medios adecuados para llevar a cabo la perforación de acuerdo a laprognosis y, de ser el caso, para resolver los problemas que se presenten en la perforación del Pozo.

Artículo 111.- Cumplimiento de especificaciones rel ativas a las plataformas El Contratista deberá cumplir, en sus trabajos de perforación, con las siguientes



especificaciones aplicables a la selva. Estas especificaciones serán modificables según se trate deotro ambiente:

a) La plataforma de perforación tendrá un área no mayor a dos (2) hectáreas para un Pozo ymedia (0,5) hectárea por cada Pozo adicional a perforarse desde una misma ubicación en tierra, enplataformas marinas, fluviales o lacustres. Las dimensiones de las plataformas en tierra podránampliarse solamente para la aproximación de helicópteros en un área necesaria para tal efecto.

b) Se deben construir diques de contención con canaletas interiores en todo el perímetro dela plataforma. Las aguas fluviales o industriales deberán ser conducidas a las pozas de separaciónpor medio de canaletas.

c) De ser necesario, en el caso de cortes de árboles y movimientos de tierras para unaubicación, el diseño y las técnicas para su construcción deberán minimizar los riesgos de erosión.

d) Los sumideros o depósitos de desechos de fluidos de perforación, deben tener lassiguientes características que pueden modificarse, si el ambiente donde se trabaja lo justifica:

- Ser impermeables y tener diques si existe riesgo de contaminación de las aguassuperficiales o subterráneas.

- Tener una capacidad mínima de 0,26m3 por metro perforado (0,5 bbl. por pie de Pozoperforado).

- Incluir un (1) metro de espacio libre vertical de capacidad, dependiendo de las variables quese esperan en el programa de perforación y de acuerdo a las características del terreno.

- Estar ubicados de preferencia, en una porción alta de terreno con pendientes menores decinco por ciento (5%) lejos de los cuerpos de agua. El material excavado debe ser acopiado en unlugar que facilite el relleno.

- Pueden estar divididos en secciones para facilitar la decantación y aprovechamiento delagua en la recomposición del Lodo.

- No usarse para la disposición de la basura, ni para otros desperdicios sólidos u otros fluidos.

e) No se construirán pozas para almacenar Petróleo. Las pozas construidas para otros finespodrán ser utilizadas para contener Petróleo sólo en caso de emergencia comprobada.

Artículo 112.- Tapado de pozas y sumideros Al término de la perforación, las pozas y sumideros deberán taparse para asegurar laprotección del suelo y de las aguas freáticas y superficiales. Las técnicas a utilizarse se seleccionaránen función a las condiciones geográficas de la ubicación y a la calidad de los fluidos y desechos quecontengan.

La técnica o técnicas seleccionadas para cada tipo de poza,deberán estar indicadas en elPMA del EIA y garantizar la no degradación del suelo y la no contaminación de las aguas freáticas ysuperficiales.

Artículo 113.- Distancias mínimas a ser observadas Los Pozos a perforar serán ubicados a las siguientes distancias mínimas:

A cuarenta (40) metros de las tuberías de flujo de Hidrocarburos.

A cuarenta (40) metros de caminos carrozables.



A cien (100) metros de cualquier construcción o instalación.

A cien (100) metros del lindero del área de Contrato (excepto en la situación mencionada enel artículo 215 del presente Reglamento).

No se permitirá que se construyan caminos carrozables o que se haga cualquier tipo deconstrucción o instalación a menos de cien (100) metros de un Pozo en perforación.

El presente artículo no se aplica en Operaciones en el mar (offshore). En las realizadas en tierra, bajoel diseño de Operaciones de plataformas marinas y con el objeto de reducir el área del impacto ecológico de lasOperaciones, se podrán emplear distancias menores, previo informe a OSINERG y a la DGAAE. (*)

(*) Párrafo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo N° 049-2009-EM , publicado el 13junio 2009, cuyo texto es el siguiente:

“ Las distancias antes indicadas no se aplican en Operaciones en el mar (costa afuera -Offshore). En las realizadas en tierra, bajo el diseño de Operaciones de plataformas marina y con elobjeto de reducir el área del impacto ecológico de las operaciones, se podrán emplear distanciasmenores, previo informe a OSINERGMIN y a la DGAAE.

En las operaciones petroleras en el mar (costa afuera - Offshore) las actividades de pescaartesanal deben mantener una distancia mínima de cien (100) metros respecto a las plataformas.Asimismo, las actividades deportivas acuáticas como sky, caza submarina, actividades con veleros,lanchas, entre otras, deben respetar esta distancia mínima de seguridad.”

Artículo 114.- Perforación en plataformas de Produc ción Cuando fuera necesaria e inevitable la perforación de Pozos dentro o sobre plataformas deproducción, el Contratista deberá, antes del inicio de esta actividad, informar a OSINERG.

En tal caso, el Contratista deberá dar como mínimo la siguiente información:

a) Razones técnicas y económicas que justifiquen la operación.

b) Equipos que serán utilizados.

c) Equipos que operan normalmente en el área y que serán paralizados durante la operación.

d) Plan de operación, equipos, sensores y alarmas que garanticen la seguridad de laoperación.

e) Planes contra incendios, de evacuación, de avisos y de ayuda en caso de emergencia.

f) Para casos de emergencia, la lista del Personal supervisor responsable del transporte y dela asistencia médica, así como los números telefónicos respectivos.

Artículo 115.- Perforación cercana al lindero del l ote En caso de perforación en las cercanías del lindero del lote, el fondo del Pozo no debe estar amenos de cien (100) metros de la proyección vertical del lindero del Área de Contrato, salvo lasituación descrita en el 215 del presente Reglamento.

Artículo 116.- Equipo de Comunicaciones El equipo de perforación debe contar con un equipo de radio u otro medio equivalente que lepermita una comunicación eficiente y continua con su base.

Artículo 117.- Sistema de iluminación El sistema de iluminación, incluyendo cables eléctricos e interruptores, debe ser a prueba de



explosión, de acuerdo con las normas API RP-500, API RP-505 y NFPA-70 o las que las sustituyan.

Artículo 118.- Escape de motores Los escapes de los motores del equipo de perforación deben tener adecuados dispositivos deenfriamiento por agua y matachispas, o ser escapes con trampas internas matachispas que impidanla salida de chispas al exterior.

El piso y las escaleras metálicas del equipo de perforación deben tener sus peldaños ypasamanos con material antideslizante y en buen estado de conservación.

Artículo 119.- Unidades de primeros auxilios En el lugar de la perforación, el equipo debe contar con unidades de primeros auxilios y deevacuación. De no ser esto posible, el equipo debe contar con Personal especializado que permita laatención del Personal hasta que llegue la unidad de evacuación.

Artículo 120.- Prohibición de fumar y hacer Fuego A bierto Está prohibido fumar dentro de un radio de cincuenta (50) metros del Pozo. Avisos en estesentido deben estar claramente visibles. Sin embargo, se permitirá fumar siempre que existanambientes cerrados apropiados dentro de este radio, los que deben estar identificados con claridad.

Asimismo, no se permitirá el uso de fuego abierto dentro de un radio de cincuenta (50)metros del Pozo.

Artículo 121.- Normas API En las actividades de perforación, deben emplearse las prácticas recomendadas por el API(última edición), o por cualquier otro instituto de prestigio internacional, normalmente empleadas en laindustria petrolera. Se mencionan sin tener carácter limitativo:

RP 2A-LRRFD y RP 2A-LRFD-S1 Prácticas recomendadas para planear, diseñar yconstruir plataformas fijas costafuera.

SPEC 2B Especificaciones para fabricación de tuberías de acero.SPEC 2C Especificaciones para grúas costafuera.RP2D Prácticas recomendadas para operación y mantenimiento de grúas

costafuera.SPEC 2F Especificaciones para cadenas de amarre.SPEC 2H Especificaciones de acero al carbón manganeso para plataforma costafuera.RP 2I Prácticas recomendadas de amarres para unidades flotantes de perforación.RP 2K Prácticas recomendadas para el uso y cuidado de compensadores

(“Raisers”) de perforación marinos.RP 2L Prácticas recomendadas para la planificación diseño y construcción de

helipuertos en plataformas fijas costafuera.RP 2M Prácticas recomendadas para pruebas de diseño de anclas de acero para

estructuras flotantes.RP 2P Prácticas recomendadas para el análisis del sistema de amarre en unidades

de perforación flotantes.RP 16 Q Prácticas recomendadas para el diseño y construcción de compensadores

de perforación marinos.SPEC 16R Especificaciones para el diseño, rango y prueba de acoplamiento de

compensadores de perforación marinos.RP 2T Prácticas recomendadas para el diseño y construcción de plataformas

tensionadas.SPEC 2W Especificaciones de placas de acero producidas por procesos

termomecánicos para estructuras costafuera.



termomecánicos para estructuras costafuera.SPEC 2Y Especificaciones de placas de acero templados y temperados para

estructuras costafuera.RP 2X Prácticas recomendadas para examen ultrasónico de estructuras costafuera.SPEC 4F Especificaciones de estructuras para perforación y servicio de Pozos.RP 4G Prácticas recomendadas para uso y mantenimiento de estructuras de

perforación y servicio de Pozos.SPEC 8A Especificaciones y Procedimientos recomendados para inspección y

mantenimiento de equipos de izaje de perforación y producción.SPEC 8C Especificaciones y Procedimientos recomendados para inspección y

mantenimiento de equipos de izaje de perforación y producción.RP 500 Prácticas recomendadas para clasificar lugares para instalaciones eléctricas

en facilidades petroleras.RP 505 Prácticas recomendadas para clasificar lugares para instalaciones eléctricas

en facilidades petroleras calificadas como Clase 1, Zona 0, Zona 1 y Zona 2.

Artículo 122.- Impide reventones-BOP El conjunto BOP debe tener la capacidad adecuada al riesgo, la exposición y grado deprotección necesarios para controlar la presión del Pozo y proteger el ambiente. Sus bridas nopueden ser de menor rango que las especificadas por el API SPEC 6A (o la especificación que lareemplace o supere) y deben corresponder a las del Cabezal del Pozo.

Artículo 123.- BOP Mínimo El conjunto BOP mínimo para un Pozo, salvo en áreas de comprobada depletación, debeestar compuesto por:

1 BOP de compuertas ciegas. 1 BOP de compuertas para tubería. 1 BOP esférico o anular en la parte superior.

Las líneas para desfogar el Pozo deben encontrarse, por lo menos, una entre los controlesinferior e intermedio y otra bajo el inferior.

Artículo 124.- Presiones La presión de trabajo de las válvulas, líneas y múltiple de desfogue deberá ser, como mínimo,igual a la de los conjuntos de control.

Artículo 125.- Acumulador El sistema de control de los BOP debe tener un acumulador que tenga como mínimo lassiguientes características:

a) Capacidad para cerrar un BOP de compuertas y el anular simultáneamente.

b) Poder cerrar totalmente el BOP de compuertas en el término de treinta (30) segundos omenos.

c) Poder cerrar totalmente un BOP anular de hasta trescientos cincuenta (350) mm dediámetro de hueco en el término de sesenta (60) segundos o menos y mayor de trescientos cincuenta(350) mm en el término de noventa (90) segundos o menos.

d) Recuperar la caída de presión de trabajo en un tiempo máximo de cinco (5) minutos.

e) Tener presión de nitrógeno mínima de ochenta (80) kg/cm2 si sólo acciona BOP de

compuertas y de ciento cuarenta (140) kg/cm2 si acciona un BOP anular.

f) Tener manómetros en cada contenedor de nitrógeno y en la válvula del sistema de control



BOP

g) Ser operado por dos (2) medios automáticos y uno (1) manual.

Artículo 126.- Panel de control de los BOP El control y panel maestro para operar los BOP deben estar ubicados a una distancia segura,apartada del Pozo. El perforador debe tener un panel de control satélite a su alcance donde lascondiciones lo permitan.

Artículo 127.- Registro y control de condiciones de perforación En adición a la unidad e instrumentos usados para el control y registro de las condiciones deperforación, durante la perforación exploratoria debe contarse como mínimo con el equipo de controlsiguiente:

a) Indicadores de nivel de tanques y retorno de Lodo que sirvan para determinar el volumendel fluido de perforación. El indicador de nivel de tanques debe tener alarma audiovisual para elPerforador.

b) Indicador y registro de presión de la bomba.

c) Registro del peso del Lodo de retorno.

d) Registro de la temperatura de entrada y salida del Lodo.

e) Unidad de detección de gas en el Lodo con alarma automática.

f) Un detector de explosividad en porcentaje y límite inferior de explosividad.

g) Alarma y detector de H2S y SO2 si es aplicable.

Artículo 128.- Detector automático de gas El detector automático de gas debe estar provisto de alarmas audiovisuales y ajustadas paradar indicación al veinticinco por ciento (25%) y al setenta y cinco por ciento (75%) bajo el límite deexplosión.

Artículo 129.- Plan de Contingencias con respecto a la presencia de H 2S y SO2 Las medidas que deben existir como precaución ante la presencia de H2S y SO2 deberán serparte del Plan de Contingencia que incluirá, como mínimo:

a) Conocimiento del Personal de los equipos, primeros auxilios, alarmas, ventilación ypeligros del H2S y SO2.

b) Procedimiento para el manejo de equipos de seguridad, simulación y entrenamiento delPersonal.

c) Identificación deposiciones y responsabilidades del Personal para ubicarse cuando lasconcentraciones de H2S en la atmósfera lleguen a diez (10), veinte (20) y cincuenta (50) partes pormillón.

d) Lugares seguros de concentración y escapes.

e) Entidades a ser notificadas y servicios médicos disponibles.

Artículo 130.- Condiciones de los Winches Los Winches deben tener defensas y estar marcados con su capacidad permitida. Asimismo,los componentes móviles de los motores, bombas, compresores, tambor de perforar, generadores,



fajas, volantes, cadenas de transmisión, engranajes, embragues, etc., deberán ser cubiertos conadecuadas defensas de protección.

Artículo 131.- Sistema de circulación de Lodos El sistema de circulación de Lodos debe estar conformado, como mínimo, por: Zaranda,Degasificador, Desarenador y Desilter. Las bombas de Lodo y los compresores de aire, deberán estarprovistos de válvulas de seguridad, las mismas que serán inspeccionadas anualmente. Losaccesorios complementarios como las líneas, válvulas, conexiones, mangueras y otros, deberán serlos apropiados para resistir las presiones de trabajo, esfuerzos, temperaturas, vibraciones, etc., a losque serán sometidos.

CAPÍTULO II

PERFORACIÓN DEL POZO

Artículo 132.- Programa de perforación La perforación de un Pozo debe seguir en lo posible el programa, empleándose las técnicasmás apropiadas usadas en la industria del petróleo para esta operación.

Artículo 133.- Supervisión de la perforación La supervisión de las Operaciones de perforación estará a cargo del Contratista y debeefectuarse en forma constante y permanente por Personal experimentado en todos los niveles,siguiendo un programa de turnos establecidos.

Artículo 134.- Facilidades para el Personal El Personal debe contar con facilidades para descanso, alimentación y aseo, en caso de quela Ubicación exija que se pernocte en el equipo.

Artículo 135.- Informes Durante la perforación de un Pozo deben emitirse los siguientes informes diarios,independientemente de aquellos que presenten los operadores de servicios subcontratados o deOperaciones especiales:

a) Informe del Perforador; el mismo que deberá contemplar lo ocurrido en el día respecto alequipamiento de la sarta, químicas usadas, condiciones de operación, Personal en trabajo,distribución detallada del tiempo de cada operación rutinaria, especial y accidental, prueba de losImpide Reventones (BOP), así como los accidentes de trabajo, si los hubiera.

b) Registro de las condiciones de perforación; cada veinticuatro (24) horas en formaconstante y automática deben registrarse por unidad de medida perforada como mínimo: el pesosobre la broca, la velocidad y presión de la bomba, la velocidad y torque de la mesa rotaria y lavelocidad de penetración.

c) Registro litológico: preparado diariamente y en forma continua durante la perforación, abase del análisis geológico de las muestras de canaleta.

d) Informe de las condiciones del fluido de perforación con las condiciones de entrada ysalida del Lodo y consumo de materiales y químicas, por lo menos tres (3) veces por día.

e) Informe del mecánico de guardia registrando el cumplimiento de los trabajos realizados,inspecciones, funcionamientos deficientes, horas de trabajo y fluidos consumidos.

“ Los informes diarios serán enviados a PERUPETRO en la oportunidad que sean requeridospor dicha entidad.” (*)

(*) Párrafo incluido por el Artículo 2 del Decreto Supremo Nº 088-2009-EM , publicado el 12



diciembre 2009.

Artículo 136.- Perfiles litológicos y eléctricos En la elaboración de los perfiles litológicos y eléctricos, las escalas a emplearse deben sercompatibles y expresadas en el sistema métrico decimal. Las Partes convendrán en utilizar las escalasadecuadas a las necesidades de información de PERUPETRO. (*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 3 del Decreto Supremo Nº 088-2009-EM , publicado el 12diciembre 2009, cuyo texto es el siguiente:

“Artículo 136.- Perfiles

136.1 En la elaboración de los perfiles (litológicos, eléctricos, entre otros), las escalas aemplearse deben ser compatibles y expresadas en el sistema métrico decimal. Las Partesconvendrán en utilizar las escalas adecuadas a las necesidades de información de PERUPETRO.

136.2 Terminada la actividad de completación, se enviará a PERUPETRO, en un plazo dequince (15) días, copia de los perfiles litológicos, eléctricos y de todos aquellos que se hayan tomadopara conocer y evaluar las características de las formaciones atravesadas y de los fluidos quecontienen.

136.3 Terminadas las pruebas de producción, se enviará a PERUPETRO, en un plazo dequince (15) días, los resultados obtenidos.”

Artículo 137.- Exhibición de los programas de Mante nimiento Los equipos exhibirán en forma permanente y en lugar visible un cuadro del programa demantenimiento de sus componentes principales que indique los trabajos efectuados y pendienteshasta su reparación total (“overhaul”) o reemplazo.

Artículo 138.- Registro de inspecciones diarias Deberá existir un registro de las inspecciones diarias, que incluya el informe a que se refiereel literal e) del artículo 135 del presente Reglamento, así como el registro de las inspeccionessemanales y mensuales de los equipos involucrados.

Artículo 139.- Pruebas del BOP Los BOP deben probarse a su presión de trabajo cuando sean instalados y por lo menos unavez cada dos semanas. Se deben realizar pruebas adicionales de funcionamiento cuando se va aperforar una formación que se presuma que tenga alta presión, después de efectuada la cementacióny cuando se lleve a cabo una Prueba de Formación, quedando registrados los resultados en elinforme a que se refiere el literal a) del artículo 135 de este Reglamento. La presión de trabajo sedeberá mantener por lo menos durante treinta (30) segundos en los BOP de compuerta y cuarenta ycinco (45) segundos en los anulares.

Artículo 140.- Entrenamiento Debe existir un programa de entrenamiento para el Personal que incluya simulacrossemanales en el control de reventones. Todos los simulacros, incluyendo los previstos en el artículo129, deben quedar registrados en el informe diario del Perforador a que se refiere el literal a) delartículo 135, al igual que cualquier actividad relacionada con el programa de seguridad.

Artículo 141.- Reparaciones del BOP El BOP debe ser totalmente revisado y reparado en taller o factoría según lasrecomendaciones del fabricante. Asimismo, se debe disponer de la documentación que certifiqueeste requisito.

Artículo 142.- Válvula de cuadrante (Kelly valve) Cuando se atraviesen zonas donde se presuma la presencia de ácido sulfhídrico, se



dispondrá de detectores de H2S y SO2 cerca del Pozo y del equipo de emergencia respiratoria en lascantidades y diversidad adecuada. Una válvula de cuadrante (“Kelly valve») debe estarpermanentemente al alcance de la cuadrilla.

Artículo 143.- Dispositivos de Seguridad Los dispositivos de seguridad siempre deben estar operativos.

Artículo 144.- Almacenamiento de Materiales para el Lodo Los productos químicos, materiales para el Lodo y cemento deben estar almacenados enlugares cercanos al Pozo y protegidos contra su deterioro por elementos de la naturaleza.

Artículo 145.- Disposición de suficientes aditivos Debe disponerse de suficientes aditivos para poder reemplazar el sesenta por ciento (60%)del Lodo del sistema, así como para aumentar su peso en treinta por ciento (30%) como mínimodurante la perforación.

Artículo 146.- Inspección de elevadores Los elevadores deben inspeccionarse visualmente antes de cada carrera y ser calibradoscada semestre.

Artículo 147.- Normas de Seguridad en la perforació n Deberá cumplirse con las normas de seguridad tanto para la perforación en tierra, ríos, lagos,como en costafuera; consistente en lo siguiente:

a) Mantener un número adecuado de letreros, carteles o avisos de seguridad colocados enlugares visibles del equipo de acuerdo con los riesgos existentes.

b) Contar con un cable y sistema de bajada de emergencia ubicado entre la repisa del castillode Perforación o Servicio de Pozos anclado en el terraplén o plataforma del Pozo, de modo tal quepermita el libre acceso y salida de helicópteros.

c) Contar con equipo y protección contra incendios.

d) Deberá instalarse un pararrayos ubicado en la corona de castillo, conectado a tierra porconductores eléctricos, independiente de la estructura, en los lugares donde se puedan presentardescargas eléctricas atmosféricas.

e) Deberá disponerse de barandas removibles en todos los pasillos y plataformas del equipode perforación de manera que no dificulten las Operaciones.

f) Disponer del balizaje exigido por la DICAPI.

g) Disponer de una luz de peligro de color rojo o luz destellante, ubicada en la corona delcastillo.

h) Disponer de equipo de primeros auxilios y de evacuación.

i) Disponer el uso alternativo de los equipos de protección contra descargas atmosféricas.

Artículo 148.- Especificaciones API Con relación al equipo de perforación y a la actividad de perforación, se deben emplear lasprácticas recomendadas por el API (última edición), o cualquier otro instituto de prestigiointernacional, normalmente empleadas en la industria petrolera, indicándose sin que tenga carácterlimitativo las siguientes:

SPEC 1B Especificaciones para fajas tipo V para campos petroleros.



SPEC 1B Especificaciones para fajas tipo V para campos petroleros.SPEC 5D Especificaciones para la tubería de perforar.SPEC 7 Especificaciones para elementos de perforación rotatoria.RP 7A1 Prácticas recomendadas para pruebas de comportamiento a la fricción de

los componentes de perforación rotatoria.SPEC 7B-11 C Especificaciones y prácticas recomendadas para instalación,

mantenimiento y operación de motores reciprocantes de combustióninterna.

SPEC 7C-11 F Especificaciones para la instalación, mantenimiento y operación demotores de combustión interna.

SPEC 7F Especificaciones para transmisión por cadena y ruedas dentadas.SPEC 7G Prácticas recomendadas para el diseño de sartas y límites de operación.SPEC 9A Especificaciones para cables de acero.RP 9B Prácticas recomendadas para cuidado y uso de cables de acero.SPEC 13A Especificaciones de materiales para fluidos de perforación.RP 13B1 Prácticas recomendadas para probar fluidos de perforación a base de

agua y aceite.RP 13B2 Prácticas recomendadas para probar fluidos de perforación a base de

aceite.RP 13E Prácticas recomendadas para el uso de mallas y Zaranda.RP 13G Prácticas recomendadas para el formato de informe de fluidos de

perforación.RP 13I Prácticas recomendadas para pruebas de laboratorio de fluidos de

perforación.RP 13J Prácticas recomendadas para pruebas de salmueras.RP 13K Prácticas recomendadas para análisis químico de Baritina.SPEC 16C Especificaciones para sistemas para matar los Pozos y Estranguladores.SPEC 16D Especificaciones para sistemas de control en la perforación de Pozos.RP 49 Prácticas recomendadas para seguridad en la perforación de Pozos con

H2S

RP 53 Prácticas recomendadas para el uso de sistemas BOPRP 54 Prácticas recomendadas de seguridad industrial en la perforación de

Pozos.

Cuando se usen equipos no considerados en las normas API, se deberá seguir estrictamentelas indicaciones de uso, mantenimiento y operación del fabricante.

Artículo 149.- Manejo de desechos A fin de evitar la contaminación del ambiente, los desechos y desperdicios provenientes delas Operaciones se manejarán siguiendo las pautas establecidas en el Reglamento para la ProtecciónAmbiental de las Actividades de Hidrocarburos.

Artículo 150.- Restauración Las medidas para restaurar el área, al término de esta actividad, serán las que contenga elPlan de Manejo Ambiental (PMA) del Estudio de Impacto Ambiental (EIA).

CAPÍTULO III

ASPECTOS DE SEGURIDAD PARA LA PERFORACIÓN Y SERVICI O DE POZOS

Artículo 151.- Sobre el equipo de perforación y ser vicio de Pozos El equipo de perforación y el de servicio de Pozos, deberá estar provisto de:

151.1 Un foco de luz roja o destellante de peligro; ubicado en la corona del castillo.



151.2 Un cable y sistema de bajada de emergencia ubicado entre la repisa del castillo deperforación y anclado en el terraplén o plataforma del Pozo.

151.3 Cuando se perfore en formaciones que se sospeche puedan tener presencia de sulfurode hidrógeno, se mantendrá disponible equipo de detección, así como protección respiratoria para elPersonal, en tipo y cantidad adecuada.

151.4 En las torres de perforación, la línea de emergencia para el engrapador, deberáanclarse en el terreno o plataforma de tal modo que permita el libre acceso y salida de loshelicópteros, sin el peligro que éstos se enreden en ella.

151.5 Equipo de Protección Contra Incendio.

151.6 Barandas removibles en todos los pasillos y plataforma del equipo de perforar, que nodificulten las Operaciones.

151.7 Balizaje exigido por la DICAPI o la DGTA según sea el caso.

151.8 Por lo menos, con dos vías señalizadas de escape para el Personal, en casos deemergencia.

151.9 Las escaleras metálicas del equipo de perforación, deberán tener sus peldaños ypasamanos en buen estado de limpieza y conservación. Igualmente, deberán encontrarse fijas y sinvibraciones.

Artículo 152.-Sobre los equipos, castillos y mástil es de los equipos de perforación,reacondicionamiento y servicio de Pozos Los “vientos” de los castillos y mástiles de los equipos de perforación, reacondicionamiento yservicio de Pozos deben necesariamente ser instalados, antes del inicio de sus Operaciones, en lacantidad y calidad recomendadas. El buen estado de los cables y elementos de sujeción de los“vientos”, deberá ser comprobado antes de cada uso.

Los anclajes (muertos) del equipo de perforación o de servicio de Pozos, deberán serdiseñados para la esperada tensión de trabajo, enterrados en el terraplén a un mínimo de un metroveinte centímetros (1,20) m de profundidad o sujetos a la estructura en el caso de plataformasmarítimas o fluviales. La inspección y/o mantenimiento si fuera el caso, antes de su utilización, esobligatoria.

Las retenidas y contrapesos de las tenazas mecánicas, deberán estar ancladasconvenientemente a la estructura del equipo.

Artículo 153.- Sobre las bombas de Lodo y las compr esoras de aire Deben estar provistas de válvulas de seguridad, las mismas que se inspeccionaránanualmente.

Las líneas, válvulas, conexiones, mangueras, etc., deberán ser las apropiadas para resistirlas presiones de trabajo, esfuerzos, temperatura, vibraciones, etc., a las que serán sometidas.

Artículo 154.- Botiquín de Primeros Auxilios para l os equipos de perforación y deServicios de Pozos distantes de los campamentos bas es Los equipos de perforación y de Servicio de Pozos distantes de los campamentos basesdeben contar con un Botiquín de Primeros Auxilios el que contará con los medicamentos necesariospara la atención del Personal, incluyendo antídotos contra picaduras o mordeduras de animalesponzoñosos, así como contra afecciones por productos químicos.



Artículo 155.- Control, restricción y prohibición d el tránsito En razón al riesgo y vulnerabilidad de las Operaciones, las Contratistas tienen el derecho decontrolar, restringir y prohibir el tránsito y circulación de personas y vehículos en sus áreasespecíficas de Operación.

Artículo 156.- Transporte y aprovisionamiento a los equipos de perforación en el mar,lagos y ríos El transporte y aprovisionamiento a los equipos de perforación por naves en mar, lagos y ríos,se regirán por el Reglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluvialesy Lacustres, aprobado por Decreto Supremo Nº 028-DE/MGP y sus normas concordantes.

Artículo 157.- Medidas de seguridad en trabajos de servicio de Pozos yreacondicionamientos En los trabajos de servicio de Pozos y reacondicionamiento, incluyendo fracturamientohidráulico y acidificación, se deberán tomar las siguientes medidas de seguridad:

157.1 Mantener cerca del Pozo por lo menos tres (3) extintores contra incendio de PolvoQuímico Seco, con certificación 120 BC, NTP 350.062 y un extintor rodante, con certificación deextinción de 240 BC, según NTP 350.043 y 350.062.

157.2 Durante operación de fracturamiento, el Personal deberá permanecer alejado de laslíneas de bombeo.

157.3 Para las Operaciones nocturnas, se deberá contar con iluminación adecuada.

157.4 En la preparación de mezclas con ácido, es importante verter el ácido sobre el agua yno el agua sobre el ácido.

Artículo 158.- Actividades que requieren el uso de cables de acero, cadenas y sogas En las actividades que conlleven la utilización de cables de acero, cadenas y sogas, éstosdeberán ser cuidadosamente seleccionados. Los cables y sus elementos de sujeción que se utilicencomo vientos, deberán cumplir con lo siguiente:

158.1 Cada cable de acero, soga o cadena, deberá inspeccionarse periódicamente ycambiarse cuando sea necesario.

158.2 Para transportar equipo pesado de perforación, se deberá usar cable de acero y nosogas para su estiba y fijación.

158.3 El Personal deberá mantenerse alejado de las cargas suspendidas, aunque esténsostenidas por cables de acero o cadenas.

158.4 Durante la operación de levantar tubería a la plataforma del equipo, se deberá usar uncable como retenida de la tubería que esté alzando.

158.5 Para el manipuleo de estos elementos, el Personal está obligado al uso de guantes deprotección.

Artículo 159.- Mantenimiento de las cabinas, plataf ormas y suelo Las cabinas, plataformas y suelo alrededor del equipo deben mantenerse libres deacumulaciones de Petróleo, cualquier otro combustible.

Las fuentes de ignición deberán ser eliminadas. Especial atención debe prestarse en lacorrecta aplicación de las normas y procedimientos de seguridad, para otorgar permisos de trabajo encaliente.



Artículo 160.- Provisión de equipos de protección c ontra incendio para las unidades deperforación, reacondicionamiento y servicio de Pozo s Las unidades de perforación, reacondicionamiento y servicio de Pozos, deberán ser provistasde equipos de protección contra incendio, de acuerdo al siguiente cuadro de requerimiento mínimo:

UNIDAD EXT. RODANTE EXT. PORTÁTIL(1) (2)

Perforación 1 6Reacondicionamiento 1 3Servicio de Pozos - 2Suabeo - 2Camión Cisterna - 2

(1) Extintor de Polvo Químico Seco, con una certificación de extinción no menor a 240:BCsegún la Norma Técnica Peruana (NTP) 350.043 y 350.062 o certificación comprobadamenteequivalentes.

(2) Extintor de Polvo Químico Seco, con una certificación de extinción no menor a 120:BCsegún NTP 350.043 y NTP 350.062 o certificación comprobadamente equivalente.

Los equipos que se seleccionen deberán considerar una construcción para uso pesado yacabado acorde con la agresividad del ambiente donde se ubiquen.

Estos equipos, deberán ser debidamente señalizados, inspeccionados y mantenidos deacuerdo a lo que se estipula en el Título IV del presente Reglamento.

Artículo 161.- Dotación de sistemas portátiles de e spuma mecánica para los equipos deperforación Los equipos de perforación deberán ser dotados de un sistema portátil de espuma mecánicaa base de la reserva de agua disponible para sus Operaciones normales.

Artículo 162.- Requisitos de las plataformas maríti mas, lacustres y fluviales La plataforma, marítima, lacustre o fluvial deberá estar provista de:

162.1 Un sistema contra incendio a base de agua a un caudal no menor a 1900 Ipm a 11

kg/cm2 de presión (500 gpm a 150 psig) con equipos para generar espuma mecánica.

162.2 Un número de extintores contra incendio de acuerdo al sistema contra incendiodesarrollado para la Instalación.

162.3 Un número suficiente de botes o balsas salvavidas con capacidad para todo elPersonal asignado a la plataforma.

162.4 Un número adecuado de chalecos salvavidas que corresponda a la cantidad dePersonal que se encuentre en la plataforma. En todo trabajo o actividad con riesgo de caída al agua,es obligatorio el uso del chaleco salvavidas.

162.5 Reflectores o luces intermitentes y sirenas de niebla, de acuerdo a lo que exija elReglamento de la Ley de Control y Vigilancia de las Actividades Marítimas, Fluviales y Lacustres.

162.6 Baranda periférica de protección para la circulación del Personal en el contorno de laplataforma.

162.7 Un dispositivo seguro para el embarque y desembarque del Personal y/o equipo.



162.8 Un sistema de radio - teléfono u otro sistema que permita la comunicación con lasinstalaciones en tierra, así como con la instalación principal.

La envergadura de la operación, distancias involucradas y el Análisis de Riesgos,determinarán la necesidad de disponer de una o más embarcaciones rápidas, u otros medios dotadasde equipo contra incendio especial para enfriamiento, generación de espuma, control de derrames deHidrocarburos, emergencias médicas, etc., todo lo cual debe ser específicamente contenido en elPlan de Contingencias.

162.9 Grúa o cabestrante para el manejo de carga, equipo, repuestos, etc.

En ausencia de una norma nacional aplicable, se consultarán y aplicarán en cuantocorresponda, las normas API-RP-57 y API-RP-14G.

Artículo 163.- Requisitos para las Operaciones marí timas, lacustres o fluviales Para realizar Operaciones marítimas, lacustres o fluviales deberá tenerse en consideración losiguiente:

163.1 El uso del chaleco salvavidas es obligatorio durante las Operaciones de transporte ytrasbordo del Personal desde la embarcación a la plataforma y/o muelle o viceversa.

163.2 En las zonas de lluvia, se debe proporcionar vestimenta impermeable al Personal.

163.3 El uso del arnés de seguridad es obligatorio para el Personal que trabaja en la repisadel castillo, así como para quienes estén expuestos a sufrir caídas a diferente nivel.

163.4 El uso de guantes de jebe o similares es obligatorio para el Personal del equipo deperforación que trabaja con productos químicos.

163.5 Está prohibido el uso de gasolina y otros líquidos inflamables para fines de limpieza ylavado de ropa.

163.6 Toda máquina de arranque automático, deberá estar provista de un letrero deseguridad que indique tal condición.

163.7 Los sistemas, dispositivos o equipos eléctricos de las plataformas marítimas y/ofluviales deberán estar conectadas eléctricamente a tierra.

Artículo 164.- Requisitos para la operación de grúa s en la plataforma La operación de las grúas en la plataforma deberá ser dirigida por una persona entrenada endicho trabajo. Los cables de acero, el anclaje, los ganchos y las poleas que sujetan los mismosdeberán revisarse periódicamente. La norma RP 2D «Prácticas Recomendadas para Operaciones deMantenimiento de Grúas Mar Afuera» emitida por el American Petroleum Institute deberá serconsultada al respecto.

Artículo 165.- Sobre el control de reventones Todo equipo de perforación deberá estar provisto de un sistema para el control dereventones. Cuando la operación lo requiera, los equipos de servicio de Pozos deberán igualmenteser provistos de sistemas de control de reventones.

CAPÍTULO IV

COMPLETACIÓN DEL POZO

Artículo 166.- Seguimiento del plan original de Trab ajo La Completación del Pozo se efectuará ajustando el plan original de trabajo de acuerdo a las



condiciones encontradas o halladas durante la perforación, empleándose las técnicas más apropiadas yseguras usadas para esta operación en la industria del petróleo. (*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 4 del Decreto Supremo Nº 088-2009-EM , publicado el 12diciembre 2009, cuyo texto es el siguiente:

“Artículo 166.- De la Completación y Prueba del Poz o

166.1 La Completación del Pozo se efectuará ajustando el Plan de Trabajo original, deacuerdo a las condiciones encontradas o halladas durante la perforación, empleándose las técnicasmás apropiadas y seguras usadas para esta operación en la industria del petróleo.

166.2 Terminada la perforación del pozo, el Contratista debe informar a PERUPETRO laoportunidad en que el pozo será probado, así como el Plan de Trabajo con los ajustes respectivos, deser el caso.

166.3 La prueba de producción del pozo tendrá una duración máxima de seis (06) meses.

166.4 Si la prueba requiere un tiempo mayor a seis (06) meses será considerada como unaPrueba de Formación o Prueba Extendida de Pozo, la cual requerirá de la aprobación de la DGH,debiendo los Contratistas presentar su solicitud adjuntando los siguientes requisitos:

a. Plan de Trabajo y descripción de equipos para la prueba y facilidades de superficie.

b. Justificación técnica respecto a la necesidad y duración de la Prueba Extendida.

c. Resultados obtenidos de las pruebas iniciales del pozo.

d. Otros que considere necesarios la DGH.

Recibida la solicitud, la DGH requerirá la correspondiente opinión técnica a PERUPETRO,entidad que en un plazo máximo de quince (15) días hábiles evaluará la necesidad de la misma y losdocumentos presentados por el Contratista.

En el plazo de cinco (05) días hábiles, contados desde la recepción de la opinión dePERUPETRO, la DGH emitirá la correspondiente Resolución Directoral, autorizando o denegando laprueba extendida.”

CONCORDANCIAS: D.S. Nº 088-2009-EM, Art. 6

Artículo 167.- Cabezales Los Cabezales de Pozos deben tener las siguientes características:

a) Estar diseñados para una presión de trabajo superior a la máxima presión anticipada ensuperficie.

b) Estar diseñados para una resistencia de pandeo igual o mayor a aquel de la tuberíaexterior superior a la cual está unida.

c) Tener conexiones con resistencia mecánica y rango de presión compatibles a lascorrespondientes bridas API o la tubería a la cual será conectada.

d) Tener resistencia a la compresión adecuada para soportar el peso de las tuberías a sercolgadas.

e) El cuerpo inferior del cabezal debe ser de brida integral y tener por lo menos una salida



lateral para ser usada con brida o pernos prisioneros.

f) Los cabezales de baja presión o en Pozos de reservorios con depletación podrán ser de unsólo cuerpo y no tener brida integral.

Artículo 168.- Árbol de navidad Los Pozos de alta presión o de Gas Natural deberán completarse con Árbol de Navidad conespecificaciones API, con doble Válvula Maestra capaz de soportar la máxima presión esperada. Laválvula inferior se mantendrá abierta y la superior será la operativa.

Artículo 169.- Válvulas Maestras Las Válvulas Maestras deben ser del mismo diámetro interno de la tubería y deberán abrirseen el cien por ciento (100%) (“full open”).

Artículo 170.- Condiciones que permitan registro de presiones Las instalaciones de superficie y subsuelo de un Pozo completado deben permitir registrar lapresión a través de las Tuberías de Revestimiento y de Producción, así como la presión de fondo yobtener registros de producción del Pozo.

Artículo 171.- Mantenimiento de equipos de superfic ie y subsuelo Se deberán adoptar medidas especiales en la operación y mantenimiento de los equipos desuperficie y subsuelo cuando haya presencia de SO2, CO2 o H2S.

En las instalaciones costa afuera se deberán tomar medidas adicionales respecto a equiposde superficie, a efectos de protegerlos de la corrosión.

Artículo 172.- Especificaciones API En las actividades establecidas en este capítulo, se deben emplear las prácticasrecomendadas por el API (última edición), o cualquier otro instituto de prestigio internacional,normalmente empleadas en la industria petrolera:

SPEC 6A Especificaciones de Cabezales y válvulas de Pozos.SPEC 6D Especificaciones para válvulas para línea de flujo.SPEC 6FA Especificaciones de pruebas de fuego para válvulas y conexiones.SPEC 6FC Especificaciones de pruebas de fuego para válvulas automáticas.SPEC 6FB Especificaciones de pruebas de fuego para conexiones.RP 14H Prácticas recomendadas y especificaciones para instalación, mantenimiento y

reparación de válvulas de seguridad bajo agua y Cabezales costafuera.SPEC 14A Especificaciones para válvulas de seguridad en el fondo del Pozo.RP 14B Prácticas recomendadas para diseño, instalación, reparación y operación de

válvulas de subsuelo.RP 14C Prácticas recomendadas para análisis, diseño, instalación y prueba de

válvulas de superficie sobre plataformas de producción costafuera.SPEC 17D Especificaciones para Cabezales submarinos.

Artículo 173.- Tubería de Revestimiento de Superfic ie. La Tubería de Revestimiento (Casing) de Superficie, debe ser instalada para proveer elsoporte seguro a los BOP’s y al equipo que colgará del Cabezal y debe ser cementada en toda sulongitud.

Artículo 174.- Tubería de Revestimiento de Superfic ie en presencia de acuíferos En caso que el Pozo atraviese algún cuerpo de agua dulce que sea o pueda ser utilizado enel futuro como fuente de agua, la Tubería de Revestimiento de Superficie debe instalarse cubriendocuando menos hasta veinticinco (25) metros debajo del límite inferior del acuífero.



Artículo 175.- Tubería de Revestimiento Una vez cementada la Tubería de Revestimiento, ésta debe ser probada con presión igual ala presión interna a la cual, según los cálculos, estará expuesta. La presión no debe exceder elochenta y cinco por ciento (85%) de la máxima presión interna de la Tubería de Revestimiento y debeser mantenida por lo menos por diez (10) minutos.

Artículo 176.- Factores de seguridad en las Tubería s de revestimiento Los factores mínimos de seguridad que se usen en el cálculo de las Tuberías deRevestimiento serán:

Al colapso 1,125 A la tensión (conexión) 2,000 A la tensión (cuerpo) 1,250 A la presión interna 1,000

Artículo 177.- Tubería de Revestimiento usada No se permitirá el uso de Tubería de Revestimiento usada, a no ser que esté certificada porla inspección y prueba por parte de una compañía especializada independiente.

Artículo 178.- Características de la Tubería de Rev estimiento (Casing) y de la Tuberíade Producción (Tubing) El diseño, características, uso y cuidado en el manipuleo, transporte e inspección de Tuberíade Revestimiento (Casing), de la Tubería de Producción (Tubing) y de línea de flujo, estándebidamente especificados por el API. Para el caso de otros tipos de tuberías estas condicionesdeben sujetarse a las especificaciones mínimas del fabricante.

En las actividades establecidas en este capítulo se deben emplear las prácticasrecomendadas por el API (última edición), o cualquier otro instituto de prestigio internacional,normalmente empleadas en la industria petrolera; como son:

RP 5A5 Prácticas recomendadas para inspeccionar Tuberías de Revestimiento,Producción y línea de flujo nuevas.

SPEC 5B Especificaciones para enroscado, medición e inspección de roscas deTuberías de Revestimiento, Producción y líneas de flujo.

RP 5B1 Prácticas recomendadas para medición e inspección de roscas de Tuberíasde Revestimiento, Producción y líneas de flujo.

RP 5C1 Prácticas recomendadas para cuidado de Tuberías de Revestimiento,Producción.

BULL 5C3 Boletín sobre fórmulas y cálculos para propiedades de Tuberías deRevestimiento, Producción, Perforación y líneas de flujo.

RP 5C5 Prácticas recomendadas para evaluar conexiones de Tuberías deRevestimiento y Producción.

SPEC 5CT Especificaciones para Tuberías de Revestimiento y Producción.(Unidades de medida usuales en los Estados Unidos).

SPEC 5CTM Especificaciones para Tuberías de Revestimiento y Producción. (UnidadesMétricas).

Artículo 179.- Diseño de la cementación La Cementación debe estar diseñada para permitir un tiempo adecuado de bombeo y defraguado durante la operación, así como para proporcionar la necesaria resistencia a la tracción ycompresión en el Pozo.

Si el Pozo a cementar se encuentra en una zona donde existen formaciones productoras deagua salada a una profundidad menor de las formaciones productoras de hidrocarburos, el diseñocorrespondiente debe considerar cementar el Pozo hasta por lo menos doscientos (200) metros



encima del tope de la formación productora de agua salada con la finalidad de evitar posterioresproblemas de corrosión del Casing.

Artículo 180.- Cementación primaria La Cementación primaria debe estar diseñada para satisfacer alguna o varias de lassiguientes necesidades:

a) Obtener una separación zonal efectiva y proteger la Tubería de Revestimiento.

b) Aislar la Tubería de Revestimiento de la pared del Pozo.

c) Reparar la Tubería de Revestimiento.

d) Minimizar el peligro de reventones en zonas de alta presión.

e) Sellar zonas de pérdida de circulación y zonas profundas en previsión a una perforaciónmás profunda.

Artículo 181.- Cementación secundaria La Cementación secundaria (“squeeze cementing”) debe estar diseñada para satisfaceralguna o varias de las siguientes necesidades:

a) Reparar la Cementación primaria. b) Reducir la alta relación Gas-Petróleo o Agua-Petróleo de una formación. c) Reparar el revestimiento. d) Abandonar o aislar zonas.

Artículo 182.- Compatibilidades en la Cementación Antes de la Cementación, debe efectuarse pruebas de compatibilidad con el agua a usarse ya las condiciones operativas del Pozo.

Artículo 183.- Presiones en la Cementación Durante la operación de la Cementación, la mezcla de cemento y las presiones de trabajodeben ser registradas.

Artículo 184.- Tope de cemento El tope de cemento de la Tubería de Revestimiento Intermedio o de Producción debe quedara no menos de doscientos (200) metros sobre la zona más superficial aislable (incluyendo zonasproductoras de agua salada) o sobre el Zapato de la Tubería de Revestimiento anterior.

Artículo 185.- Revestidor colgante Liner (Laina) Un Liner (Laina) debe cementarse en toda su longitud, salvo que se demuestre técnicamenteque ello no es necesario.

Artículo 186.- Registro de cemento Después de cementar la Tubería de Revestimiento de Superficie o Intermedio debeefectuarse una prueba de calidad de la Cementación, especialmente si no han sido cementados ensu longitud total. Después de cementar la Tubería de Revestimiento de Producción o Laina debetomarse un registro de Cementación o equivalente.

Artículo 187.- Pruebas de consistencia Las pruebas de consistencia de la formación (“Leak off test”) deben ser efectuadas siguiendoel programa del Pozo.

Artículo 188.- Prácticas API en la Cementación En las actividades de Cementación, se deben emplear las prácticas recomendadas por el API



(última edición), o cualquier otro instituto de prestigio internacional, normalmente empleadas en laindustria petrolera:

SPEC 10A Especificaciones de cementos para Pozos.SPEC 10D Especificaciones de centralizadores.RP 10B Prácticas recomendadas para pruebas de cementos de Pozos.RP 10F Prácticas recomendadas para probar equipo flotador de Cementación.

Artículo 189.- Quemadores de Petróleo o gas Los quemadores de Petróleo o Gas deben encenderse solamente por control remoto ydeberán disponer de un sistema de enfriamiento debidamente probado.

Artículo 190.- Limitaciones de Operaciones nocturna s Durante la noche, en lo posible, no deben iniciarse pruebas de producción en PozosExploratorios y tampoco debe efectuarse Operaciones de Estimulación (Fracturamiento Hidráulico,acidificación, etc.), salvo que el Contratista garantice la seguridad en la operación.

Artículo 191.- Situación de los radios Durante las Operaciones de Punzonamiento debe mantenerse los radios apagados ya queestas ondas podrían influir sobre el sistema de disparo de los equipos.

Artículo 192.- Material radioactivo La utilización de material radioactivo deberá estar autorizada por el IPEN, o cualquier entidadque lo sustituya, debiendo ceñirse a las reglas y pautas señaladas por dicho organismo.

Asimismo, en caso los equipos recuperados de un Pozo se encontraran contaminados conalguna sustancia radioactiva, no podrán ser reutilizados y deberá informarse del hecho a OSINERG yal IPEN o, a las entidades que las sustituyan, a fin que indiquen las medidas que deberán adoptarseen adelante.

CAPÍTULO V

ABANDONO DEL POZO

Artículo 193.- Aprobación de PERUPETRO El Plan de Abandono permanente de Pozos será aprobado por PERUPETRO; el cual deberáefectuarse bajo la supervisión directa del operador o su representante autorizado, quien no podrá serun empleado de la compañía de servicio involucrada en el Abandono de Pozos. La supervisión directasignifica la presencia del supervisor en el Pozo durante la ejecución del referido plan.

Los procedimientos de abandono no convencionales, de acuerdo con la realidad particular decada caso, deben contar con la aprobación de PERUPETRO.

Artículo 194.- Tapones de abandono El Pozo debe abandonarse con Tapones de cemento o mecánicos, aislando aquellas zonasen las que no se haya puesto revestimiento o donde pudiera existir fluidos. En los casos que porrazones de dificultad operativa no fuera factible realizar el Plan de Abandono de acuerdo a lomencionado en los artículos siguientes, el operador podrá efectuar el plan mencionado aplicando lasmejores y adecuadas técnicas y procedimientos utilizados en la industria, debiendo informar yjustificar a la brevedad a PERUPETRO con copia a OSINERG sobre dicha decisión.

Artículo 195.- Tapones adicionales El Pozo puede requerir de Tapones adicionales para cubrir o contener algún horizonteproductivo o para separar algún estrato con agua, dependiendo de la calidad del agua o si laspresiones hidrostáticas difieren lo suficiente para justificar dicha separación. La prueba de los



Tapones y recementación puede ser requerida si es necesario asegurar que el Pozo no dañe alrecurso natural.

Artículo 196.- Taponamiento de hueco abierto bajo e l revestimiento Donde exista hueco abierto bajo el revestimiento más profundo se debe colocar un Tapón decemento que se extienda cincuenta (50) metros encima y debajo del Zapato. Si las condiciones de laformación dificultan este procedimiento, se colocará un Tapón mecánico en la parte inferior de laTubería de Revestimiento con veinte (20) metros de cemento sobre el Tapón.

Artículo 197.- Aislamiento de zonas punzonadas Las zonas punzonadas deben ser en lo posible cementadas a presión y aisladas conTapones. Si no es posible la Cementación a presión, debido a la posibilidad de causar fracturamientohidráulico, se deberá colocar un tapón de cemento cubriendo cincuenta (50) metros por encima ydebajo de la zona punzonada o encima del Tapón más cercano, si la distancia es menor de cincuenta(50) metros.

PERUPETRO puede aprobar, en reemplazo de Tapón(es) de cemento, la colocación de unoo varios Tapones puente (bridge plug) de metal, a ser colocado dentro de la Tubería deRevestimiento e inmediatamente sobre intervalos perforados o a determinada profundidad,dependiendo de los niveles de presión, flujo o reservas de Hidrocarburos.

Para el caso del Abandono de Pozos horizontales, el Tapón debe aislar la zona productivacubriendo cincuenta (50) metros por encima y de ser posible cincuenta (50) metros debajo de la zonapunzonada, o cincuenta (50) metros sobre el zapato del Casing de producción si éste está puestosobre el tope del horizonte productivo. PERUPETRO en coordinación con el Operador determinará sise requieren de Tapones de cemento adicionales o Tapones puente (bridge plug).

Artículo 198.- Abandono de Liners Un Liner se abandonará con un Tapón de cemento que cubra cincuenta (50) metros encima ydebajo de su punto de suspensión.

Artículo 199.- Punzonamiento y cementación para Aba ndono En caso que el tope de cemento detrás de la Tubería de Revestimiento no llegue a cubrir cien(100) metros sobre la zona productiva, la Tubería de Revestimiento será punzonada cien (100)metros por encima de la zona productiva y cementada a presión con una columna que cubra cien(100) metros adicionales en el espacio anular.

Artículo 200.- Tapones en casos de Abandono permane nte En caso de Abandono permanente se colocará un último Tapón de cemento desde losdoscientos (200) metros de profundidad hasta la superficie.

En los casos que por razones de dificultad operativa demostrada no sea posible alcanzar losdoscientos (200) metros, se procederá a colocar un tapón de cemento a partir de la profundidadencontrada, hasta la superficie. Cuando se utilice un tapón mecánico, éste deberá ser sentado a laprofundidad encontrada.

Artículo 201.- Espaciamiento Los espacios entre Tapones y hasta la superficie deben quedar llenos de fluidos decaracterísticas no corrosivas.

Artículo 202.- Pozo de agua Si en el Pozo por abandonarse se hubiera encontrado la situación descrita en el artículo 174de este Reglamento, el Pozo se dejará habilitado para producir agua, taponado hasta la base delacuífero. Su posterior punzonamiento y operación deberá ser coordinado por las entidades que seencargarán de dicha fuente de agua y por lo tanto, deja de corresponder a una Actividad Petrolera.



Artículo 203.- Abandono Permanente En caso de Abandono Permanente, el Cabezal del Pozo deberá quedar marcado con elnúmero del Pozo. En caso de recuperación del Cabezal del Pozo, se deberá obtener la autorizacióncorrespondiente de PERUPETRO, situación en la cual la Tubería de Revestimiento deberá sercortada mecánicamente. En este caso, en lugar del cabezal, deberá quedar una varilla de acero dedos (2) metros de altura sobre el nivel de la superficie con el número del Pozo soldado a la planchaque tapa el Pozo. La cantina debe ser rellenada y la locación será restaurada de acuerdo al PMA delEIA o al instrumento de gestión ambiental correspondiente.

Artículo 204.- Abandono de Área En el caso que el Abandono del Pozo signifique Abandono del Área, será de aplicación elartículo 56 del Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. Si noinvolucra el Abandono del área, el Abandono de Pozos se regirá de acuerdo a los lineamientosprecisados en el presente Capítulo.

Artículo 205.- Abandono obligatorio El Contratista es el responsable del Abandono permanente de los Pozos inactivos perforadosdurante el desarrollo del Contrato, a menos que en el Contrato, los anexos u otros acuerdos entre laspartes, se estipulen obligaciones distintas. También es responsable del Abandono permanente de losPozos Activos, que por razones de seguridad, ambientales o económicas no opere en el futuro.

Artículo 206.- Facultad de activar Pozos El Contratista podrá intervenir e incorporar a sus Operaciones los Pozos perforados yabandonados en forma temporal o permanente por anteriores operadores en el área.

En caso la intervención determine la inconveniencia de considerar al Pozo como Pozo Activo,éste deberá abandonarse de acuerdo a lo previsto en el presente Reglamento.

Artículo 207.- Listado de clasificación de Pozos El Contratista presentará a PERUPETRO con copia a OSINERG, un listado referente a losPozos inactivos (cerrados, abandonados temporalmente, abandonados permanentemente)conteniendo por cada uno de ellos, de tenerla registrada, la siguiente información:

- Coordenadas de ubicación. - Diagrama de Completación actualizado. - Producción de fluidos inmediatamente antes del cierre o abandono.

A esta información se añadirá su estimado sobre:

- Factibilidad de rehabilitación futura.

- Referencia a centros poblados y/o asentamientos humanos más cercanos.

- Fecha estimada de abandono, para el siguiente año, de los Pozos que han perdido sucondición de Pozo Activo durante la vigencia del contrato y cuya situación justifique su abandonopermanente.

De existir cambios, éstos serán informados anualmente en el mes de junio.

TÍTULO V

PRODUCCIÓN

CAPÍTULO I

PRODUCCIÓN EN GENERAL



Artículo 208.- Régimen de Adecuación Los Contratistas que se encuentren en una etapa de Explotación, operando instalaciones queno están adecuadas a este Reglamento, podrán regularizar esta situación de la siguiente forma:

a) Adecuando sus Operaciones o instalaciones al presente Reglamento, luego que losoperadores presenten un diagnóstico de cada una de sus instalaciones y en función de ello y laeconomía de cada lote se prepare y apruebe el programa de adecuación de las instalaciones en unplazo con la realidad de cada lote.

b) Justificando mediante informe a OSINERG las razones por las que no les es posible haceresta adecuación, para cada uno de los casos.

El OSINERG evaluará las justificaciones del Contratista y las aprobará, de ser el caso odándole a conocer las medidas que deberá adoptar.

Si el Contratista no estuviera de acuerdo con el pronunciamiento de OSINERG, podráinterponer ante el OSINERG el recurso administrativo correspondiente.

Artículo 209.- Recuperación Máxima Eficiente (MER) El Contratista deberá producir los Pozos durante la fase de Explotación, de manera que seobtenga la Recuperación Máxima Eficiente, tomando en consideración los principios de conservacióny un manejo adecuado de las Reservas de Hidrocarburos. Para ello, debe evaluarse elcomportamiento productivo de los Reservorios con el fin de determinar en corto tiempo lascaracterísticas de la formación productiva, su uniformidad, continuidad y configuración estructural; asícomo las propiedades de los fluidos y su sistema de producción más apropiado, de acuerdo con lascondiciones y ubicación estructural de los Pozos. Los resultados de las evaluaciones deberán sercomunicados a PERUPETRO con copia a OSINERG.

El Contratista podrá efectuar sus Operaciones haciendo uso de las técnicas que consideremás adecuadas, las cuales deberán ser concordantes con las buenas prácticas de la industriapetrolera, que conlleve a mantener la productividad de sus reservorios, pudiendo realizar Operacionesde Inyección de cualquier fluido seleccionado adecuadamente, tales como, nitrógeno, polímeros, GasNatural Asociado o No Asociado, que sea producido por él mismo o por un tercero y que no seacomercializado. Asimismo, estas Operaciones podrán ser realizadas como parte de proyectos deRecuperación Mejorada con la finalidad de incrementar el factor de recuperación de los reservorios.

Artículo 210.- Informe Técnico de Evaluación Cada dos (2) años, en el mes de enero, posterior a los cinco (5) años de iniciada laProducción de un Reservorio, el Contratista deberá presentar a PERUPETRO, con copia aOSINERG, un informe técnico de evaluación en el que se demuestre que los Pozos vienenproduciendo a niveles de MER, o en caso contrario, deberá proponer las acciones para que dichosniveles se obtengan en el próximo período de evaluación.

Artículo 211.- Deterioro de las Reservas Probadas p or deficiente operación Si un Pozo o grupo de Pozos están siendo operados en condiciones que causen deterioro enlas Reservas Probadas, PERUPETRO podrá solicitar que el Contratista corrija la situación y/o lajustifique adecuadamente. Esta solicitud deberá ser puesta en conocimiento de OSINERG. ElContratista corregirá el incumplimiento dando inicio a las medidas que sean necesarias para lasubsanación correspondiente, dentro de los sesenta (60) días de recibida la comunicación, las queserán ejecutadas de manera continuada y diligente. En caso de continuar el incumplimiento,OSINERG aplicará las medidas correspondientes.

Artículo 212.- Deterioro de las Reservas Probadas p or deficiente operación y cierre delPozo o Pozos por el OSINERG El OSINERG podrá, en función a lo previsto en el artículo anterior, ordenar al Contratista el



cierre de dichos Pozos o de la parte de los mismos que está afectando las Reservas Probadas, hastaque éste corrija o justifique la situación.

Si el Contratista no estuviera de acuerdo podrá interponer ante el OSINERG el recursoadministrativo correspondiente.

Artículo 213.- Espaciamiento entre Pozos El espaciamiento entre los Pozos estará determinado por las características propias delreservorio, por el mecanismo de impulsión del mismo, por el tipo de Pozo que se va a perforar y por elvolumen de producción económicamente recuperable.

Artículo 214.- Excepción Si durante el desarrollo del orden establecido de espaciamiento los Pozos no producen alMER, o existiera impedimento físico para su perforación, se podrá contemplar menor espaciamientopero llevándose a cabo la evaluación correspondiente.

Artículo 215.- Unificación Se podrán perforar Pozos a menos de cien (100) metros de los linderos del Área de Contratoo el fondo de Pozo en la condición antes indicada, si el Reservorio es común a dos Contratistasvecinos y si éstos han celebrado un convenio para unificar el Desarrollo del campo común, deacuerdo al artículo 32 de la Ley.

Artículo 216.- Construcción de instalaciones Cuando un Contratista proyecte ocupar un área de terreno de propiedad pública o privadapara la construcción de instalaciones, deberá seguir el procedimiento contemplado en el Título Vll deeste Reglamento. Si va a construir una Batería de Producción, patio de tanques, estación de bombeoo de compresión o ampliarlas, deberá solicitar a OSINERG un informe favorable antes de iniciar laconstrucción. La información que presente debe incluir los planos necesarios para definir el proyectoe indicar que se cumple con las normas que se emplean en la construcción de la Batería deProducción, patio de tanques, estación de bombeo o de compresión y de sus equipos.

Las modificaciones de Baterías de Producción, patio de tanques, estación de bombeo o decompresión, que signifiquen una ampliación de actividades de acuerdo al Reglamento para laProtección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos, deberán ser presentadas al DGAAE parasu aprobación antes de iniciar la construcción. La información que el Contratista presente deberáincluir los planos necesarios para definir el proyecto e indicar que se cumple con las normas que seemplean en la construcción de Baterías de Producción, patio de tanques, estación de bombeo o decompresión y de sus equipos.

Las tuberías fuera de las Baterías de producción, Patios de Tanques, Estaciones de Bombeoo de Compresión, deben instalarse de acuerdo a las Normas de Seguridad contenidas en el Anexo 1del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos o en la norma que lo sustituya.

Artículo 217.- Mantenimiento de las Instalaciones d e Producción Las instalaciones de Producción activas serán mantenidas en buen estado, evitando fugas oescapes de los fluidos producidos. Las tuberías y equipos deben estar pintados y señalizados deforma que permitan identificar el tipo de fluido. En su mantenimiento, la limpieza debe ser permanentey las hierbas deberán ser eliminadas, así como los residuos inflamables (papeles, madera, trapos,etc.).

Las Instalaciones de Producción inactivas serán retiradas, restaurándose el área que estuvoocupada.

CAPÍTULO II

EQUIPOS DE PRODUCCIÓN



Artículo 218.- Cabezales Los Cabezales deben tener elementos controladores de presión para regular la presión delPozo en proporción al diseño de las líneas e instalaciones de flujo y tener instalados todos suscomponentes. Se podría instalar un SSU cuando se baje la tubería.

Artículo 219.- Pozo en medio acuático El Pozo fluente ubicado en el mar, río, lago o pantano, debe tener una válvula de seguridad atreinta (30) metros bajo el fondo del mar, río, lago o pantano, que cierre en forma automática en elcaso que ocurra descontrol en el Cabezal del Pozo.

Artículo 220.- Alta presión La tubería de flujo de alta presión (más de 300 psig) deberá tener avisos o letreros deseguridad en todos los cruces de caminos públicos.

Artículo 221.- Inyección de Fluidos La inyección, excepto para gas dulce o agua pura, debe ser programada para hacersenormalmente por la Tubería de Producción. En estos casos, un empaque (packer) debe asentarsesobre la formación operativa y el espacio entre las Tuberías de Producción y de Revestimiento debellenarse con fluido anticorrosivo. Las excepciones a esta norma podrán justificarse técnicamente.

Artículo 222.- Equipos de Levantamiento artificial Los equipos de levantamiento artificial deben tener la capacidad necesaria para producir alMER el fluido de los Pozos, sin causar daño a las otras instalaciones, al Reservorio o al propio Pozo.Los equipos de Producción activos serán mantenidos en buen estado, con sus partes móvilesdebidamente protegidos con defensas de seguridad.

Artículo 223.- Equilibrio operativo de las unidades de bombeo El equilibrio operativo de las unidades de bombeo mecánico debe ser verificado mediantepruebas dinamométricas u otras por lo menos una vez al año, aunque la eficiencia de la bomba fueraaceptable.

Artículo 224.- Motores eléctricos Para las unidades de bombeo mecánico se deberá preferir el uso de motores eléctricos enlugar de los de combustión interna; salvo que las condiciones no lo permitan.

Artículo 225.- Prácticas API En las actividades establecidas en este capítulo, se deben emplear las prácticasrecomendadas por el API (última edición), o cualquier otro instituto de prestigio Internacional,normalmente empleadas en la industria petrolera.

SPEC 1B Especificaciones para fajas en “V”

RP 2SK Prácticas recomendadas para diseño,análisis y mantenimiento de amarre a sis-temas de producción flotantes.

SPEC 5L Especificaciones para tuberías de flujo.

RP 5LC/5LD Prácticas recomendadas para tuberías deflujo CRA.

SPEC 6H Especificaciones de tapones, conectoresy uniones giratorias.



RP 11AR Prácticas recomendadas para el uso y cui-dado de bombas de subsuelo.

SPEC 11AX Especificaciones de bombas de subsue-lo y conexiones.

SPEC 11B Especificaciones de varillas de bombeo yconexiones.

RP 11BR Prácticas recomendadas para el cuidadoy manipuleo de varillas de bombeo.

SPEC 11E Especificaciones para unidad de bombeomecánica.

RP 11ER Prácticas recomendadas para defensasde unidades de bombeo mecánico.

RP 11G Prácticas recomendadas para instalacióny lubricación de unidades de bombeomecánico.

RP 11L Prácticas recomendadas para diseños ycálculos de unidades de bombeo mecá-nico convencionales.

P 11S Prácticas recomendadas para operación,mantenimiento y detección de fallas eninstalaciones BES.

RP 11S1 Prácticas recomendadas para el informede ensamblaje de BES.

RP 11S2 Prácticas recomendadas para prueba deBES.

RP 11S3 Prácticas recomendadas para instalacio-nes de BES.

RP 11S4 Prácticas recomendadas para la selecciónde instalaciones de BES.

RP 11S5 Prácticas recomendadas para sistemasde cable sumergidos.

SPEC 11V1 Especificaciones para válvulas y orificiosde Gas Lift.

RP 11V5 Prácticas recomendadas para operacio-nes y mantenimiento en instalaciones deGas Lift.



Gas Lift.

RP 11V6 Prácticas recomendadas para diseñarGas Lift continuo.

RP 11V7 Prácticas recomendadas para reparacióny prueba de válvulas de Gas Lift.

SPEC 15HR Especificaciones para tubería de flujo defibra de vidrio para alta presión.

RP 15LA Prácticas recomendadas para el cuidadode tuberías de resina.

SPEC 15LE Especificaciones para tuberías de polieti-leno.

SPEC 15LP Especificaciones para tuberías termoplás-tico (PVC y CPVC).

SPEC 15LR Especificaciones para tuberías de fibra devidrio para baja presión.

Artículo 226.- Diseño de Batería de Producción La Batería de Producción debe estar diseñada de acuerdo a las características de la mezclade fluidos, y a los volúmenes producidos de Gas Natural y Líquidos a recolectarse.

Artículo 227.- Sistema de separación El sistema de separación de una Batería debe estar dotado de un sistema de medición quepermita conocer tanto el volumen total como el individual de Gas Natural y Líquidos de los Pozos allíconectados.

Artículo 228.- Separadores Los separadores deben ser los adecuados para las condiciones de operación que seesperan. Deberán tener elementos de control para evitar su inundación por líquidos y presiónexcesiva. Sus válvulas de seguridad deben estar calibradas para una presión no mayor a la presiónde diseño de los separadores y deberán ser inspeccionadas de acuerdo a las especificaciones delfabricante.

Artículo 229.- Válvula de seguridad Las válvulas de seguridad deben tener escapes individuales apuntando a lugares que noofrecen peligro o estar conectadas a sistemas comunes de alivio de capacidad suficiente. Los discosde ruptura deben tener descarga vertical y no tener restricción alguna.

Artículo 230.- Tanques en baterías Los equipos, en especial los tanques de las Baterías de Producción, deben ser de materialadecuado a las características corrosivas de los fluidos. Los tanques deben tener la protecciónanticorrosiva necesaria y tener un drenaje común hacia una poza de recuperación o de quema,ubicada a no menos de cincuenta (50) metros de distancia, debiendo tener compuertas para sulimpieza y facilidades de medición.

El uso de incineradores portátiles o de material refractario, dependerá del volumen aincinerar.

Artículo 231.- Distancias



Las baterías de Producción no deben estar ubicadas a menos de cincuenta (50) metros delas carreteras públicas y deben tener letrero de identificación.

Artículo 232.- Capacidades La mínima capacidad de almacenamiento de las Baterías de Producción debe ser de por lomenos un (1) día de la producción de los Pozos asociados a ella. Los tanques pueden tenerincorporados controles de nivel para su vaciado automático.

Artículo 233.- Muros de contención Los muros de contención deben contener el ciento diez por ciento (110%) del volumen deltanque mayor. El muro debe tener un drenaje hacia afuera con una válvula incorporada. Si porrazones excepcionales no se pudiera cumplir lo dispuesto en el presente artículo, el Contratistadeberá solicitar a OSINERG la respectiva exoneración de acuerdo al artículo 208 del presenteReglamento.

En los puntos de recolección de petróleo crudo con una capacidad de hasta 300 bbl. no seránecesaria la construcción de muros de contención.

Artículo 234.- Tanques Si se utilizaran tanques para almacenamiento de Hidrocarburos Líquidos, el Contratistadeberá observar lo dispuesto por el Reglamento de Seguridad para el Almacenamiento deHidrocarburos o aquel que lo reemplace.

Artículo 235.- Quemador de Gas Natural La Batería de Producción, ubicada donde de acuerdo al artículo 244 de este Reglamento seanecesario quemar Gas Natural, debe tener un quemador con las siguientes características básicas:

a) Estar ubicado a una distancia no menor de cincuenta (50) metros de cualquier instalaciónen tierra, plataformas marítimas o lacustres.

b) Ser de altura y dimensiones suficientes para quemar el posible volumen a manejarse.

c) Tener defensas que eviten que el viento apague las llamas.

d) Tener un sistema de encendido automático.

Si por razones excepcionales no se pudiera cumplir con el presente artículo, ni se pudiesenrealizar las Operaciones de Inyección o Re-inyección a las que se refiere el segundo párrafo delartículo 244 de este Reglamento, el Contratista deberá solicitar a OSINERG la respectiva exoneraciónde acuerdo al artículo 208 del presente Reglamento.

Artículo 236.- Cercos de protección Las instalaciones de Producción ubicadas en tierra deben estar protegidas por malla dealambre y puerta con candado si están ubicadas dentro de una distancia de ochocientos (800) metrosde áreas habitadas, rurales o de esparcimiento. Si las baterías están más alejadas, y las condicioneslocales lo ameritan, éstas deberán tener valla de alambre y entrada para protección del ganado yfauna existente.

Artículo 237.- Instalaciones eléctricas Las instalaciones eléctricas se harán de acuerdo a la última versión de la norma NFPA-70 oequivalentes. La clasificación de áreas se efectuará según la norma API RP-500 o equivalente. Lasinstalaciones relativas a la electricidad estática y conexiones a tierra cumplirán con la última versiónde la norma NFPA-77 o equivalentes.

Artículo 238.- Aplicaciones API Adicionalmente a la relación de Prácticas API previstas en el artículo 225, en las actividades



establecidas en este capítulo, se tendrán en consideración las prácticas recomendadas por el API(última edición), o las de cualquier otro instituto de prestigio internacional, normalmente empleadas enla industria petrolera, como son:

SPEC 12B Especificaciones de tanques emper-nados para producción.

SPEC 12D Especificaciones de tanques soldadosen campo para producción.

SPEC 12F Especificaciones de tanques soldadosen tienda para producción.

SPEC 12GDU Especificaciones de unidades deshi-dratadoras de Glycol para gas.

SPEC 12J Especificaciones de Separadores.

SPEC 12K Especificaciones de calentadores in-directos de petróleo en el campo.

SPEC 12L Especificaciones de tratadores deemulsión.

RP 12N Prácticas recomendadas para prueba,operación y mantenimiento de caja defuego de quemadores.

SPEC 12P Especificaciones para tanques de fi-bra de vidrio.

RP 12R1 Prácticas recomendadas para inspec-ción, instalación, mantenimiento y ope-ración de tanques en servicio de pro-ducción.

RP 14E Prácticas recomendadas para diseñosde sistemas de tuberías de instalacio-nes de producción costafuera.

RP 14F Prácticas recomendables para diseñoe instalación de sistemas eléctricospara plataformas de producción cos-tafuera.

Artículo 239.- Plantas de Gas Natural Las medidas de seguridad que debe adoptar el Contratista en las Plantas de Procesamiento,Plantas Criogénicas o Plantas Petroquímicas, se encuentran contenidas en el Reglamento deNormas para la Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos, o el que lo sustituya.

CAPÍTULO III



OPERACIONES DE PRODUCCIÓN

Artículo 240.- Desperdicios El Contratista tomará las medidas adecuadas para evitar el desperdicio de los Hidrocarburosproducidos.

Artículo 241.- Recolección de Gas Natural (*)

(*) Texto sustituido por el Artículo 5 del Decreto Supremo N° 048-2009-EM , publicado el 09 junio2009, cuyo texto es el siguiente:

“Artículo 241.- Recolección de Gas Natural y Petról eo” No debe operarse los Pozos con la válvula de la Tubería de Revestimiento abierta al aire. ElGas Natural debe ser recolectado, usado o enviado a las Baterías de Producción.

“ Los Pozos, cuyos sistemas de extracción se efectúa mediante el “Swab”, deberán seroperados de la siguiente manera:

a. Cuando no son intervenidos, los forros y tubos deben estar cerrados. Antes de suintervención, los Pozos deben abrirse tomando las medidas de seguridad y de protección ambientalque el caso amerita.

b. Como alternativa, los Pozos pueden estar conectados y abiertos a líneas de flujo querecolectan Gas para las Baterías de Producción.

c. Aquellos Pozos de “Swab” que cuando se cierran acumulan presiones iguales o mayores a50 libras por pulgada cuadrada de presión (psi), entre una intervención y otra, deben estarconectados y abiertos permanentemente a líneas de flujo que recolectan el Gas para las Baterías deProducción.” (*)

(*) Párrafo incluido por el Artículo 5 del Decreto Supremo N° 048-2009-EM , publicado el 09 junio2009.

Artículo 242.- Prohibición de fumar No debe permitirse fumar a menos de cien (100) metros del Pozo, Separadores, Tanques yotras posibles fuentes de gas combustible no protegidas. Está prohibido el uso de fuego abierto amenos de cien (100) metros de un Pozo.

Artículo 243.- Recuperación de condensados en diver sos procesos El Condensado recuperado en algún proceso de compresión o recuperación de líquidos debeser incorporado al sistema de Hidrocarburos Líquidos, si no es utilizado o comercializado.

Artículo 244.- Uso de Gas Natural El uso del Gas Natural está determinado en el artículo 44 de la Ley y de las disposiciones sobre elcontrol de contaminación del aire que están contenidas en el Reglamento para la Protección Ambiental en lasActividades de Hidrocarburos.

El Gas Natural podrá ser Inyectado o Re-Inyectado a Reservorios propios o de otro Contratistasiempre que reúnan las características técnicas adecuadas para cada caso. Las Operaciones de Inyección oRe-inyección podrán hacerse incluso luego de haberse extraído del Gas Natural los líquidos que pudieracontener y para cualquiera de los siguientes usos específicos:

a) Mantenimiento de la presión de estos Reservorios.

b) Permitir la recuperación secundaria de estos Reservorios.

c) Almacenamiento del Gas Natural que en el momento de su producción no tenga uso comercial.



d) Para cualquier otro uso que constituya práctica en la industria petrolera.

Los programas de venteo y/o quemado realizados de acuerdo a la capacidad productiva de cadabatería, serán presentados a PERUPETRO, para su aprobación. Estos programas a su vez deben sercomunicados a OSINERG. (*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 6 del Decreto Supremo N° 048-2009-EM , publicado el 09junio 2009, cuyo texto es el siguiente:

“Artículo 244.- Uso de Gas Natural El uso de Gas Natural está determinado en el artículo 44 de la Ley, sin perjuicio de laobligación del Contratista de cumplir con las disposiciones legales vigentes en materia ambiental.

El Gas Natural que no sea vendido durante un período de valorización podrá ser destinado alos siguientes fines, dentro o fuera del Área de Contrato, sin implicancia en la determinación de laretribución o regalía:

1. Utilizado en operaciones de los Contratistas, de conformidad con lo establecido en elartículo 40 de la Ley Nº 26221, Ley Orgánica de Hidrocarburos.

2. Reinyectado al reservorio.

3. Almacenado en reservorios naturales.

4. Quemado, de conformidad con lo establecido en el artículo 44 de la Ley Nº 26221, LeyOrgánica de Hidrocarburos.

La reinyección, almacenamiento y/o quemado del Gas Natural podrá realizarse, inclusodespués de ser procesado y/o habérsele extraído sus líquidos dentro o fuera del Área de Contrato.

Los Programas de Quemado realizados para prueba de Pozos y de acuerdo a la capacidadproductiva de cada Pozo, batería y/o plataforma serán presentados a la Dirección General deHidrocarburos (DGH), para su aprobación por lo menos quince (15) días hábiles antes de la pruebadel Pozo. La DGH deberá aprobarlos o de ser el caso, presentar las observaciones que estimepertinentes en un plazo no mayor de tres (03) días hábiles, las cuales deberán ser levantadas por elContratista en un plazo no mayor de tres (03) días hábiles. En este último caso, la DGH contará conun plazo de tres (03) días hábiles para emitir la correspondiente Resolución.

Una vez aprobados dichos programas, el Contratista deberá presentarlos al OSINERGMIN,por lo menos cinco (05) días hábiles antes de la operación de quemado.”

Artículo 245.- Quema de Gas Natural En caso de no haber obtenido la aprobación para quemar Gas Natural, contemplada en el artículo 44de la Ley, el Contratista podrá hacerlo en los casos de evaluación de los Pozos y de emergencia comprobada,sujeto a dar cuenta de este hecho, inmediatamente al OSINERG y a PERUPETRO. En todo caso se procederáconforme a lo dispuesto en el Reglamento para la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos.(*)

(*) Artículo derogado por el Artículo 10 del Decreto Supremo N° 048-2009-EM , publicado el 09junio 2009.

Artículo 246.- Regímenes de producción Los regímenes máximos de producción a que puedan producirse los Reservorios deHidrocarburos estarán limitados por lo siguiente:

a) En Reservorios de Petróleo no se permitirá producir Hidrocarburos de Pozos que



produzcan con GOR mayor de cinco mil (5 000) pies3/bbl. En esta situación el Contratista estaráobligado a cerrar dichos Pozos.

b) En caso ser conveniente, se podrá producir Reservorios de petróleo con Pozos de GOR

mayor de cinco mil (5 000) pies3/bbl., si se ha instalado un sistema de recolección de Gas Natural yde Re-inyección del mismo, que conlleve a un resultado en el que el GOR neto total del reservorio no

sea mayor de cinco mil (5 000) pies3/bbl. El Contratista deberá incluir este plan en su programa anualde trabajo para ser presentado y justificado ante PERUPETRO, con la opinión favorable delOSINERG.

Cuando los Reservorios de Petróleo lleguen a una etapa de su vida productiva en que no esposible producirlos de acuerdo a la limitación indicada en el literal b) anterior, se podrá producir a

niveles de GOR neto total mayor de cinco mil (5 000) pies3/bbl., siempre y cuando se utilice todo elGas Natural producido. Para este tipo de producción no se autoriza la quema ni venteo de GasNatural, en esta situación el Contratista debe presentar a OSINERG para su aprobación, el estudiotécnico económico que lo justifique.

En Reservorios de Gas Natural No Asociado, antes de iniciar la producción, el Contratistadeberá presentar a PERUPETRO con copia a OSINERG, para su aprobación, un programa deDesarrollo. En este programa se indicará la posible recuperación de líquidos y los volúmenes deinyección de Gas Natural, en Reservorios propios o de terceros conforme a lo previsto en el segundopárrafo del artículo 209 de este Reglamento, si este fuera el caso. Si después de iniciada laproducción del reservorio las condiciones estimadas originalmente hubieran variado o si hubiera otrarazón igualmente importante, el Contratista podrá presentar a PERUPETRO, para su aprobación, conla opinión favorable del OSINERG, las variaciones que fueran necesarias introducir en su programade Desarrollo del Yacimiento.

Los reservorios de petróleo en áreas alejadas y/o de producción limitada, cuyas producciones

sean intermitentes, podrán ser producidas con GOR mayor a cinco mil (5 000) pies3/bbl. Para estetipo de producción, el Contratista presentará a PERUPETRO un estudio técnico económico que lojustifique.

Artículo 247.- Manejo de crudos livianos Las siguientes medidas deben aplicarse a los tanques que acumulen petróleo liviano enBaterías de producción, para evitar pérdidas por evaporación:

a) Los fluidos deben ser depositados a la temperatura más baja posible.

b) Los tanques deben tener color claro.

c) Debe preferirse usar tanques de baja capacidad, lo más altos y de menor diámetro posible.

d) Las tuberías de ingreso, dentro del tanque, deben diseñarse evitando que el fluidosalpique. Pueden ser sumergidas y estar ranuradas para ayudar a la salida del Gas Natural.

e) Las compuertas deben mantenerse cerradas y los tanques igualizados.

f) Deben tener un medidor visual en el exterior.

g) Deben tener una línea común de recolección de vapores para recuperar líquidos ligeros ouso directo como combustible.

Artículo 248.- Sistemas de Tuberías de Recolección e Inyección Los sistemas de Tuberías de recolección e Inyección, se construirán de acuerdo alReglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Para las líneas a los Pozos no se requerirá



de autorización.

Artículo 249.- Programa de mantenimiento Debe existir un programa de mantenimiento, de inspección y calibración de los instrumentosde la batería (medidores, registradores, válvulas de control y de seguridad), así como un programa delimpieza de los Separadores y Tanques.

Adicionalmente, de acuerdo a los estándares API, el mantenimiento de las válvulas de alivio(seguridad) debe hacerse cada dos (2) años, salvo que el manual del fabricante recomiende unprocedimiento distinto.

Artículo 250.- Registro de producción por Pozo El Contratista llevará por cada Pozo un registro de la producción de los fluidos, así como laindicación de los servicios y eventos realizados durante su vida productiva.

Artículo 251.- Prueba de Pozos Los Pozos se probarán en las Baterías de Producción lo más seguido posible, de acuerdo asu importancia relativa en el sistema. La prueba durará lo necesario para ser representativa de lascaracterísticas de los fluidos producidos por el Pozo. Lo recomendable es hacer tres (3) medicionesde Pozo por mes.

Artículo 252.- Registro de Producción por Batería En forma similar a los Pozos, el Contratista llevará un registro por cada Batería de Produccióny de la Producción total del Área de Contrato.

Artículo 253.- Registro de la Producción fiscalizad a El Contratista llevará un registro de la Producción de Hidrocarburos Fiscalizados y de laProducción de campo. Las razones de las desviaciones deberán ser explicadas en el informeMensual de Producción.

Artículo 254.- Confiabilidad de equipos en la Bater ía Con la finalidad de preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos ymediciones en las Baterías de Producción, el Contratista deberá adoptar las acciones mínimassiguientes:

a) Mantener los medidores en buen estado operativo.

b) Proteger adecuadamente los medidores de la posible interferencia de personas noautorizadas y del ambiente.

c) Instalar válvulas en el “by-pass”, cuando exista éste en los medidores, que sellen en formaefectiva el paso de los fluidos.

d) Cuando se abra el “by-pass” debe registrarse esta operación en la boleta de medición.

e) Debe proveer una forma de medida o registro de temperatura para incorporarlo al sistemade medición.

f) Debe existir un procedimiento para estimar en forma razonable los volúmenes de GasNatural no medidos por deterioro accidental de sus medidores.

Artículo 255.- Instalación de medidores de orificio La instalación de medidores de orificio se hará de acuerdo con las normas del API-MPMS, aligual que lo referido en el artículo 288 de este Reglamento, y el Reporte Nº 3 de AGA.

Artículo 256.- Recuperación Mejorada



Las Operaciones de Recuperación Mejorada se puede llevar a cabo mediante la inyección deagua, polímeros, nitrógeno, Gas Natural o cualquier fluido que sea adecuado de acuerdo con lasprácticas de la industria petrolera.

Si en las Operaciones de Explotación de Hidrocarburos se requiere de grandes cantidades deagua para proyectos de Recuperación Mejorada, el operador deberá atenerse a los siguientescriterios:

a) Usar preferentemente la misma agua de formación o agua de mar.

b) Se podrá usar agua dulce de subsuelo o fuentes superficiales sólo cuando se cuente conla autorización de la Autoridad Competente en materia de recursos hídricos. Copia de la autorizacióndebe ser remitida a PERUPETRO y a OSINERG por el Contratista.

Artículo 257.- Proyectos de Recuperación Secundaria - Sistema de Inyección Si el Contratista desea efectuar un proyecto de Recuperación Secundaria debe comunicarlo aPERUPETRO. El Sistema de Inyección deberá por lo menos llenar los requisitos siguientes:

a) Sistema de Recolección, que está compuesto por una fuente de suministro del fluidoadecuado independiente, de reprocesamiento de agua producida o mixta.

b) Una planta de tratamiento que adecue el fluido para las condiciones de inyección contandocon los controles, recipientes, bombas, desareadores, filtros y tratamiento químico necesario.

c) Facilidades de almacenamiento de fluidos para una operación normal y de emergencia.

d) Sistema de Inyección de volúmenes de fluidos adaptados al proyecto, compatibles con losde la formación donde se inyectará y de corrosividad controlada, múltiples de Inyección, control,bombas, Cabezales de Pozos y Pozos.

e) Planes de mantenimiento correspondientes.

Las Operaciones de Inyección de Gas Natural no están sujetas a los requerimientosestipulados en los literales a) y c) de éste artículo.

Artículo 258.- Servicio de Pozos Cuando en un Pozo, sea necesario realizar un trabajo de reparación, Servicio de Pozos,Rehabilitación o Reacondicionamiento, se planeará el trabajo basado en el problema encontrado,condiciones que se quieren cambiar y comportamiento de los Pozos vecinos y su influencia en eltrabajo proyectado.

Artículo 259.- Trabajos de Rehabilitación o Reacond icionamiento Cuando un Contratista necesite efectuar trabajos de Rehabilitación o Reacondicionamiento aPozos que están ubicados dentro o sobre plataformas de Producción, deberá informar a OSINERG,antes de dar inicio a dicha actividad.

Artículo 260.- Servicio de Pozos en instalaciones El Contratista podrá llevar a cabo operaciones de Servicio de Pozos según su programa y lasnecesidades operativas, observando las medidas necesarias en materia ambiental y de seguridad.

Artículo 261.- Responsabilidades en Servicio de Poz os El Contratista también es responsable del trabajo que ejecute la Unidad de Servicio de Pozos,Suabeo (Swab) o de cable (wire Line), de la limpieza de los equipos y que éstos se encuentren encondiciones operativas. Estos equipos tendrán una capacidad y equipamiento suficientes para eltrabajo programado y estarán dotados de Personal idóneo y experimentado provisto de losimplementos de seguridad que requiera la operación.



Artículo 262.- Operaciones nocturnas de Suabeo Las Operaciones de Suabeo de Hidrocarburos no deberán ser efectuadas de noche. De serello necesario, deberá ser informado a OSINERG y se realizarán usando lubricador conempaquetadura hidráulica (“oil saver”). En cualquier caso, se deberá observar las siguientes medidas:

a) Evitar la contaminación del suelo con salpicaduras de petróleo utilizando membranasimpermeables u otro material, verificando el buen ajuste de las conexiones, el lubricador debe estarinstalado adecuadamente y los empaques en buen estado.

b) En caso de derrames, el suelo debe limpiarse retirando la tierra contaminada,transportándola al lugar de residuos y en su lugar colocar tierra limpia del mismo lugar.

c) El agua extraída de los Pozos intervenidos debe ser transportada junto con el petróleo alos descargaderos autorizados.

Artículo 263.- Normas para el equipamiento de unida des de Servicio de Pozos Son de aplicación para el equipamiento de la Unidad de Servicio de Pozos, los artículos 117,118, 119, 120 y 134 de este Reglamento.

Artículo 264.- Seguridad operativa El Contratista deberá asegurarse que, en adición a las medidas contempladas en las normascorrespondientes, se efectúen las siguientes medidas de seguridad operativa:

a) Verificar que el tipo de Cabezal del Pozo sea el adecuado para la operación, casocontrario, reemplazarlo.

b) Que se use BOP acorde con las presiones esperadas en el trabajo. Su instalación, uso ymantenimiento será el indicado por el manual del fabricante.

c) Que se disponga del fluido que controle las presiones de trabajo en el Pozo, en cantidadsuficiente para garantizar una operación segura.

d) Que en el área de trabajo sólo se permita la presencia del Personal autorizado y con loselementos de seguridad pertinentes.

e) Que la Ubicación quede limpia después de efectuado el trabajo.

Artículo 265.- Reporte de trabajos El Contratista debe exigir al subcontratista de la Unidad de Servicio del Pozo un informe diarioen donde consten los trabajos efectuados al Pozo, incluyendo el movimiento y armado de la unidadde servicio, los reemplazos de equipos, las horas trabajadas y el estado final del equipo con lasprofundidades de asentamiento de los Tapones (packers), bombas, número de elementos en lasdiferentes sartas (Tubería de Producción, varillas, etc.), así como también las horas de parada,espera, mantenimiento y los accidentes de ser el caso. De ocurrir derrames éstos deben reportarseen el informe como un Accidente ambiental.

Artículo 266.- Registro de servicios Basado en el informe indicado en el artículo precedente el Contratista mantendrá, para cadaPozo, un registro de los Servicios y Reacondicionamientos efectuados. En este registro se mostrará,al final, la instalación y situación actualizada del Pozo y deberá llevarse durante la etapa productiva,hasta su abandono.

Artículo 267.- Derrames Se considera derrame, sujeto a informe, cuando las siguientes cantidades se pierden, porderrame o fuga.



Para Hidrocarburos líquidos : 1,6 m3 (10 barriles).

Para Gas Natural : 8 495,1 m3 (300 000 pies3).

Artículo 268.- Plan de Contingencia El Contratista tiene la obligación de presentar a PERUPETRO, con copia a OSINERG y a laDGH, el Plan de Contingencia para Derrames de Petróleo y Emergencias indicado en el Reglamentopara la Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos. Este plan será revisadoanualmente.

Artículo 269.- Prácticas API En las actividades establecidas en este capítulo se deben emplear las prácticasrecomendadas por el API (última edición) o cualquier otro instituto de prestigio internacional,normalmente empleadas en la industria petrolera, como son:

SPEC 4E/4F, RP 4G, SPEC 8A, 8B, 8C.

SPEC 6A, 6 AR, 6D, 6 FA, 6 FC, 6 FB, RP 14H/14D,

SPEC 14A/17D, RP 14B/14C

RP 545, SPEC 5B, RP 5B 1/5C1, BULL 5C2/5C3, RP 5C5, SPEC 5CT, RP 15A4,

SPEC 15AR. Prácticas recomendadas para inspecciónde Tubería de Revestimiento nueva. Tuberíade Producción y tubería de perforar.

RP 7A1, SPEC 9A, RP 54.

RP 11AR, SPE 11AX, SPEC 11B, RP 11BR, SPEC 11C,RP 11S1, RP 11S2, RP 11S3, RP 11V5.

SPEC 11N Especificaciones para equipo de trans-ferencia automática (LACT).

SPEC 11P Especificaciones para compresorescompactos para gas.

RP 11PGT Prácticas recomendadas para turbinasa gas.

RP 17A Prácticas recomendadas para diseño yOperaciones de producción submarinas.

RP 38 Análisis biológico de agua de inyección.

RP 39 Procedimiento para evaluar fluidos deFracturamiento Hidráulico.

RP 41 Procedimiento para informar el compor-tamiento de equipo de FracturamientoHidráulico.



Hidráulico.

RP 42 Prácticas recomendadas para pruebasde laboratorio de agentes activos desuperficie para Estimulación de Pozos.

RP 44 Prácticas recomendadas para muestrearfluidos del Reservorio.

RP 45 Prácticas recomendadas para análisisde aguas de campos petroleros.

RP 56 Prácticas recomendadas para probararena para Fracturamiento Hidráulico.

RP 57 Prácticas recomendadas para operacio-nes de Completación, Servicio, Reacon-dicionamiento, Taponeo y Abandono enPozos costafuera.

RP 58 Prácticas recomendadas para uso dearena en Engravamiento.

RP 60 Prácticas recomendadas para probarmateriales, empaquetaduras de alta re-sistencia al Fracturamiento Hidráulico.

RP 61 Prácticas recomendadas para evaluarconductividad de elementos empaque-tantes en Fracturamiento Hidráulico.

RP 63 Prácticas recomendadas para evalua-ción de polímeros usados en Recupera-ción Mejorada.

MPMS Manual de Mediciones Estándar paraPetróleo (Manual of Petroleum Measu-rement Standard)

AGA Reporte Nº 3, Medición de Gas. Natural y otros fluidos de hidrocarburos (requerimientospara especificaciones e instalaciones).

Artículo 270.- Pozas API El Contratista usará Pozas de diseño API, sistemas de tratamiento intermedio, avanzado osistemas similares para separar el agua de producción del petróleo y dispondrá que esta agua deproducción no contamine el agua de superficie o del subsuelo. La disposición del agua se efectuarápreferentemente por Re-inyección, o en superficie, empleando el sistema aprobado en el Estudio deImpacto Ambiental o PMA, conforme al Reglamento para la Protección Ambiental de las Actividadesde Hidrocarburos. El diseño y uso de las pozas API se encuentran descritos en las siguientespublicaciones actuales API, o las que puedan sustituirlas:

PUBL 420 Manejo del agua de descarga: Química de coagulación y floculación



PUBL 420 Manejo del agua de descarga: Química de coagulación y floculación(Reemplaza al Manual de disposición de agua de Refinería - “Manual ofDisposal of Refinery Waste”).

PUBL 421 Manejo de descargas de agua: diseño y operación de los SeparadoresAgua - Petróleo.

Artículo 271.- Pruebas de hermeticidad en líneas de agua producida Las líneas de descarga del agua producida deben estar construidas de forma que se puedanhacer pruebas de hermeticidad.

CAPÍTULO IV

MEDIDAS DE SEGURIDAD EN LOS POZOS DE PRODUCCIÓN

Artículo 272.- Identificación de las tuberías de Hi drocarburos y otros fluidos Las tuberías de Hidrocarburos y otros fluidos deberán ser identificadas de acuerdo con laNTP 399.012. Adicionalmente, las tuberías enterradas deberían ser señalizadas en los puntos dondeexista el riesgo que sufran de daño mecánico.

Artículo 273.- Accesibilidad a Pozos de producción activos Los Pozos de Producción Activos deben contar con caminos debidamente mantenidos ofacilidades para helipuertos o embarcaciones, de ser el caso.

Artículo 274.- Ubicación de los cilindros con los p roductos químicos Los cilindros de productos químicos, deben mantenerse a una distancia de diez (10) metrosde la cabeza del Pozo y lejos de cualquier fuente de ignición.

Artículo 275.- Diseño, construcción, operación y ma ntenimiento de las baterías deproducción Las baterías de producción de Petróleo, deberán ser diseñadas, construidas, operadas ymantenidas de acuerdo con lo indicado en las normas correspondientes, así como por las prácticasrecomendadas y especificaciones del API enumeradas en las normas vigentes:

275.1 La batería deberá estar provista de un mínimo de dos extintores portátiles de polvoquímico seco, con una certificación de extinción de 120.B.C., NTP 350.043 y 350.062.

275.2 Carteles, avisos o letreros de seguridad, de acuerdo al riesgo.

275.3 El área de tanques contará con diques de contención o cualquier otro medioequivalente.

275.4 Deberá mantenerse limpia evitando las acumulaciones y/o derrames de Petróleo, asícomo libres de vegetación y otros elementos combustibles.

Artículo 276.- Separadores de gas de las baterías Los separadores de gas de las baterías de producción deberán estar provistos de válvulas deseguridad para aliviar la presión y su funcionamiento apropiado deberá ser asegurado recalibrándolasanualmente o con mayor frecuencia, sí así lo recomienda el fabricante.

Artículo 277.- Desfogue de gas o vapores de la bate ría El desfogue de gas o vapores de la batería debe ser recolectado en tuberías y transportado auna distancia no menor de quince (15) metros de la batería para ser quemado en un quemador cuyaaltura no sea menor de seis (6) metros y estar situado a sotavento.

En las plataformas marítimas, fluviales o lacustres de producción, los quemadores se



ubicarán a un mínimo de quince (15) metros.

CAPÍTULO V

MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS FISCALIZADOS

Artículo 278.- Petróleo Fiscalizado La medición y Fiscalización de los Hidrocarburos provenientes del Área de Contrato deberáefectuarse en la frecuencia acordada en los Puntos de Fiscalización de la Producción establecidos enel Contrato, mediante Aforo o Medición Automática. Los Hidrocarburos Fiscalizados medidos seregistrarán en las boletas respectivas.

Artículo 279.- Sistemas de Medición Automática Cuando se utilice sistemas de Medición Automática, el Contratista deberá instalar dosmedidores, uno de los cuales será el operativo y el otro será de reemplazo, éstos deberán estarequipados con impresor de boletas de medición que proporcionará por escrito un registro diario delvolumen de los Hidrocarburos Fiscalizados.

Artículo 280.- Prueba de medidores Los equipos de Medición deberán ser probados una (1) vez por semana como mínimo ycomprobados periódicamente a solicitud de cualquiera de las Partes.

Artículo 281.- Calibraciones de los equipos de Afor o y Medición La calibración de los equipos de Aforo y Medición Automática deberá efectuarse cada vezque sea necesario o cuando medie solicitud de cualquiera de las Partes.

Artículo 282.- Muestras testigo de Hidrocarburos Lí quidos Fiscalizados Con la finalidad de verificar las características físico-químicas de los Hidrocarburos LíquidosFiscalizados en los Puntos de Fiscalización de la Producción, periódicamente y según se requiera,pero con una frecuencia no menor de una (1) vez por mes, las Partes recogerán simultáneamentetres (3) Muestras testigo de los Hidrocarburos Líquidos Fiscalizados. Dichas Muestras testigo seránselladas y almacenadas durante (90) noventa días a partir del día de su recolección. En caso decontroversia, se conservarán las muestras pertinentes hasta que la controversia sea solucionada.

En caso de controversia o desacuerdo acerca del resultado del análisis ésta será resuelta deacuerdo al mecanismo de solución de controversias previsto en el respectivo Contrato ysupletoriamente, el asunto será sometido a la entidad que las partes acuerden (Universidad Nacionalde Ingeniería - UNI, INDECOPI, entre otras), cuyos fallos serán obligatorios para las Partes.

Artículo 283.- Procedimiento En caso de producirse Gas Natural en cantidades que ameriten su comercialización, lasPartes acordarán el procedimiento para medición, fiscalización y control de calidad del Gas Natural.

Artículo 284.- Equipos y Procedimientos para la Fis calización del Gas Natural.

I) Sobre los Equipos: Los Puntos de Fiscalización para Gas Natural deberán incluir equiposmodernos para efectuar:

a) Medición continua del flujo de Gas Natural empleando prácticas aceptadas y utilizadas enla industria de Hidrocarburos.

b) Además se podrá instalar sistemas de medición continua de la calidad del Gas Natural ouna compensación automática por variación de la gravedad específica del Gas Natural u otroprocedimiento adecuado.

II) En relación al Procedimiento:



a) La unidad de medida será de un mil (1 000) pies cúbicos (28,317 m3) de Gas Natural a

temperatura base de 15,56 °C (60 °F) y a presión base de 1 kg/cm2.

b) El factor de integración de las cartas de registro de los volúmenes de gas entregadosdeberá ser revisado cada seis (6) meses como mínimo, sobre la base de la determinación de lagravedad específica promedio de los últimos seis (6) meses.

c) Los representantes autorizados por las Partes harán el cambio y firmarán las cartas demedición o tarjetas de impresoras, para certificar la autenticidad de dichas cartas.

d) El primer día útil cada tres (3) meses las Partes calibrarán los equipos de medición enpresencia de sus representantes. Si resulta necesario dispondrán las acciones necesarias parareajustar los equipos.

e) Si realizada alguna prueba, algún equipo de medición mostrara una inexactitud de tres porciento (3%) o más, los registros serán corregidos proporcionalmente a dicha inexactitud, por unperíodo que sea exactamente conocido y aceptado de mutuo acuerdo. En caso que dicho período nosea exactamente conocido y aceptado de mutuo acuerdo, entonces la corrección se hará por la mitaddel tiempo transcurrido desde la última fecha de calibración.

f) El Gas Natural que sea destinado a una Planta de Procesamiento únicamente para la extracción delos líquidos que pudiera contener, será medido a la entrada de dicha Planta de Procesamiento para determinarsu presión y poder calorífico. La medición de este Gas Natural se hará por el contenido de BTU por pie cúbicoque se mida en este punto. El Gas remanente de esta extracción de Líquidos que no sea comercializado deinmediato, cuyo poder calorífico también debe ser medido, puede ser usado para Inyección o Re-inyección oalmacenado en un Reservorio propio o de terceros hasta su ulterior comercialización. La diferencia de las dosmedidas del contenido del poder calorífico será considerada para efectos de Fiscalización.(*)

(*) Literal modificado por el Artículo 3 del Decreto Supremo N° 023-2010-EM , publicado el 22mayo 2010, cuyo texto es el siguiente:

“ f) El Gas Natural que sea destinado a una Planta de Procesamiento para la extracción de loslíquidos y/o acondicionarlo para transporte, será medido antes de su ingreso a dicha planta paraconocer su volumen y contenido de energía (poder calorífico, BTU o equivalente). El gas remanentede dicho proceso que no sea comercializado de inmediato, podrá ser reinyectado o inyectado paraefectos de mantenimiento de presión o recuperación secundaria, o puede ser almacenado enyacimientos de la misma Área de Contrato o de otra hasta su ulterior comercialización. La diferenciaentre las medidas del gas de ingreso y el gas comercializado y/o almacenado será el equivalente alos líquidos recuperados menos las pérdidas correspondientes al proceso. Sin embargo, si en laPlanta de Procesamiento concurrieran hidrocarburos provenientes de diferentes lotes, se aplicará lodispuesto en el Artículo 2 del Reglamento de las Actividades de Exploración y Explotación deHidrocarburos, aprobado por Decreto Supremo Nº 032-2004-EM. La idoneidad de los procedimientospara determinar las cantidades de gas y/o líquidos del gas natural, corresponde a PERUPETRO S.A.quien informará a la DGH de los procedimientos que utilizará.”

Artículo 285.- Estimados de Gas Natural Si por alguna razón el equipo de medición está fuera de servicio o imposibilitado de serreparado, de manera que la cantidad de Gas Natural que se entregue no pueda ser estimada ocomputada de las lecturas que se tenga hasta ese momento, el Gas Natural entregado durante eseperíodo será estimado y aceptado por ambas Partes teniendo como base la mejor informacióndisponible y usando uno de los siguientes métodos que sean factibles:

a) Usando el registro de cualquier otro equipo de control de medición que estuviera instaladoy que esté registrando con suficiente exactitud.



b) Estimando las cantidades que se entregan por las efectuadas durante períodos anterioresbajo condiciones similares cuando el equipo de medición estuvo registrando con exactitud.

Artículo 286.- Confiabilidad de equipos Con la finalidad de preservar la integridad, confiabilidad y seguridad de los equipos defiscalización, el Contratista adoptará las acciones necesarias. Asimismo, PERUPETRO se reserva elderecho de exigir la instalación de accesorios específicos para garantizar la inviolabilidad de losequipos de medición.

Artículo 287.- Aplicación de normas El procedimiento para Aforo, Muestreo, Medición, Fiscalización y control de calidad deHidrocarburos se regirá por las normas API, ASTM y AGA correspondientes.

Artículo 288.- Aplicaciones API En las actividades establecidas en este capítulo se deben emplear las prácticasrecomendadas por el API, última edición, o cualquier otro instituto de prestigio internacional, tal comolo contenido en el MPMS (Manual of Petroleum Measurement Standard) - última edición, o porcualquier otra institución internacionalmente reconocida en la industria petrolera.

TÍTULO VI

INFORMACIÓN, INFRACCIONES Y SANCIONES

Artículo 289.- Confidencialidad de la información La información que obtenga el Contratista de sus Operaciones debe ser entregada aPERUPETRO y OSINERG en aplicación del artículo 37 de la Ley, la misma que tiene carácterconfidencial hasta el cumplimiento del período dispuesto por el artículo 38 de la Ley, o antes si esacordado por las Partes. El Contratista es responsable de hacer extensiva esta norma a susSubcontratistas.

Artículo 290.- Manual de información técnica La información que sea requerida por PERUPETRO para alimentar su banco de datos deberáser entregada por el Contratista de acuerdo al “Manual de Entrega de Información Técnica”, el queserá suministrado y actualizado por PERUPETRO. Copia del mismo será remitida a la DGH.

Artículo 291.- Información para la DGH La información que el Contratista debe entregar a la DGH, con copia a PERUPETRO, será lasiguiente:

I) Informe de Reservas del año anterior. El Contratista debe entregar a más tardar en enerode cada año, para ser utilizada en la elaboración del Informe Anual de Reservas, la informaciónsiguiente:

a) Mapas estructurales y de arena neta actualizados por estructura.

b) Información de fluidos, presiones y parámetros de roca reservorio.

c) Inventario de ubicaciones probadas, probables y posibles.

d) Estimados de reservas correspondientes.

II) Estudio de Ingeniería de Reservorio-Producción, economía y/o geología, para justificarcambios en volúmenes de reservas con respecto al año anterior.

III) Pronóstico de producción anual de Petróleo, Gas y Líquidos del Gas Natural, inyección defluidos a nivel de yacimiento y resumido a nivel Lote, hasta el límite económico.



IV) Estimado de Reservas de Petróleo, Gas y Líquidos de Gas Natural, clasificados comoprobadas desarrolladas (en producción y no producción), probadas no desarrolladas, probables yposibles, detalladas para cada yacimiento y resumido por Lote al 31 de diciembre del año anterior. Sedebe utilizar y reportar metodología y procedimientos aprobados, tales como el de SPE / WPC.

V) Estimado de Reservas desarrolladas por la perforación de desarrollo y/o exploratoriadurante el año anterior al año corriente.

VI) Inventario de Reacondicionamientos.

VII) Razones de las diferencias entre las cifras de reservas estimadas al 31 de diciembre delaño anterior y las reportadas el año presente.

VIII) Reservas a incorporar para los proyectos de inyección de agua y/o gas.

Artículo 292.- Otros informes a presentarse a OSINE RG y otras instituciones Los contratistas deberán, adicionalmente a lo contemplado en el artículo precedente,presentar lo siguiente:

a) Informe de Derrames.

Los derrames, de acuerdo a lo establecido en el artículo 267 de este Reglamento, deberánreportarse a OSINERG verbalmente y vía fax dentro de las veinticuatro (24) horas de la ocurrencia,de acuerdo al formato de INFORME PRELIMINAR DE DERRAME O FUGA DE PETRÓLEO ODERIVADOS elaborado por OSINERG. Copia de estos informes deberán ser enviados a la DGH yPERUPETRO por el Contratista.

Luego de realizada la investigación correspondiente, se deberá presentar a OSINERG dentrode los siete (7) días posteriores a la ocurrencia, el INFORME DE DERRAME O FUGA DEPETRÓLEO Ó DERIVADOS, de acuerdo al formato elaborado por OSINERG.

b) Informe de accidentes a OSINERG.

c) Programas anuales de seguridad y mantenimiento serán remitidos al OSINERG.

d) Todos los demás informes, muestras, planes, diseños, interpretaciones y demáselementos que la DGH, PERUPETRO y el OSINERG soliciten al Contratista cuyo costo haya sidoregistrado en libros como costo de las Operaciones.

Artículo 293.- Infracciones sancionables Son infracciones sancionables el incumplimiento de lo dispuesto en el presente Reglamento.A la vez resulta sancionable el emitir información falsa o no proporcionar la información requerida porPERUPETRO, la DGH o el OSINERG. Las sanciones serán impuestas de acuerdo a la norma vigenteque aprueba la Tipificación de Infracciones y Escala de Multas y Sanciones de OSINERG.

TÍTULO VII

USO DE BIENES PÚBLICOS Y DE PROPIEDAD PRIVADA

Artículo 294.- Derechos para uso de bienes públicos y de propiedad privada El Contratista tiene derecho a gestionar permisos, derechos de uso, servidumbre y superficiesobre predios de propiedad privada y del Estado, así como la correspondiente adjudicación directa depredios cuya titularidad corresponde al Estado, según sea el caso.

Asimismo, está facultado a usar a título gratuito el suelo, subsuelo y aires de caminos



públicos, calles, plazas y demás bienes de dominio público, así como establecer vías de paso en elcruce de ríos, puentes, vías férreas, líneas eléctricas y de comunicaciones.

Respecto de la constitución de derechos de superficie, se rigen de acuerdo a lasdisposiciones contenidas en el presente título, en cuanto resulten aplicables.

Artículo 295.- Tipos de servidumbre en las Activida des de Exploración y Explotación La servidumbre para la ocupación de bienes públicos y privados, podrá ser:

a) De ocupación de bienes públicos o privados; b) De paso; y, c) De tránsito.

El derecho de servidumbre comprenderá la ocupación de la superficie del suelo y subsuelo,en caso ello sea necesario.

En los casos de incompatibilidad entre la servidumbre solicitada y cualquier otro derechominero energético impuesto sobre el predio, dicha incompatibilidad será resuelta por el MINEM.

Artículo 296.- Constitución de Servidumbre Las servidumbres legales, así como su modificación, se constituyen mediante ResoluciónSuprema. Para tal efecto, el MINEM deberá seguir el procedimiento administrativo que se indica en elpresente Reglamento.

En la Resolución Suprema que constituye o modifica el derecho de servidumbre, seseñalarán las medidas que deberán adoptarse para evitar los peligros e inconvenientes que puedanocasionar las instalaciones que ella comprenda.

Artículo 297.- Obligación de indemnizar y compensar La constitución del derecho de servidumbre al amparo de la Ley y del presente Reglamento,obliga al Contratista a indemnizar. Esta indemnización será fijada por acuerdo de partes; en casocontrario, la fijará el MINEM, de acuerdo a lo establecido en el artículo 310 del presente Reglamento.

Además, el derecho de servidumbre otorga al Contratista el derecho de acceso al áreanecesaria de dicho predio, con fines de vigilancia y conservación de las instalaciones que hayanmotivado la servidumbre, debiendo adoptar las medidas necesarias para evitar daños y perjuicios,quedando sujeto, de ser el caso, a la responsabilidad civil o penal correspondiente.

La constitución del derecho de servidumbre sobre predios cuya titularidad corresponde alEstado será gratuita, salvo que el predio a ser gravado esté incorporado a algún proceso económicoo fin útil, en cuyo caso el Contratista pagará la correspondiente compensación, conforme a lanormatividad legal vigente. (*)

(*) Tercer párrafo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo N° 035-2015-EM , publicadoel 16 noviembre 2015, cuyo texto es el siguiente:

“ La constitución del derecho de servidumbre sobre predios cuya titularidad corresponde alEstado será gratuita, salvo que el predio a ser gravado esté incorporado a algún proceso económicoo fin útil, en cuyo caso el Contratista pagará la correspondiente compensación, conforme a lanormatividad legal vigente; adicionalmente, para los casos a que se refiere el artículo 27 de la Ley Nº30327, Ley de Promoción de las Inversiones para el Crecimiento Económico y el DesarrolloSostenible, en materia de Hidrocarburos, serán considerados sujetos de compensación por parte delContratista las Comunidades Nativas o Campesinas con reconocimiento y/o derecho habilitante queejerzan la posesión sobre tierras del Estado.”

Artículo 298.- Facultades y obligaciones derivadas de la constitución del derecho de



servidumbre El derecho de servidumbre confiere al Contratista el derecho de construir infraestructura oinstalaciones necesarias para la ejecución del Contrato a través de propiedades de terceros, sobre obajo la superficie del suelo, y a mantener la propiedad de tales instalaciones separada de lapropiedad del suelo, previa indemnización a que hubiere lugar conforme a lo dispuesto en esteReglamento.

Artículo 299.- Derechos del propietario del predio sirviente La constitución del derecho de servidumbre no impide al propietario del predio sirvientecercarlo o edificar en él, siempre que ello no se efectúe sobre la infraestructura o instalaciones y suzona de influencia, ni sobre las áreas sobre las que se ha concedido servidumbre de ocupación, y entanto deje el medio expedito para la operación, mantenimiento y reparación de las instalaciones,respetando las distancias mínimas de seguridad establecidas en el presente Reglamento y lostérminos en que haya sido constituido el derecho de servidumbre.

Artículo 300.- Servidumbre de ocupación temporal Mediante Resolución Suprema se podrá constituir a favor del Contratista y a solicitud de éste,servidumbre de ocupación temporal sobre terrenos cuya titularidad corresponde al Estado y sobreterrenos de propiedad de particulares, con el objeto de utilizarlo para almacenes, depósitos demateriales, colocación de tuberías o cualquier otro servicio que sea necesario para la ejecución de lasobras. La servidumbre de ocupación temporal otorga el derecho al propietario del predio sirviente apercibir el pago por concepto de indemnización que establece el Reglamento, durante el tiemponecesario para la ejecución de las obras.

La servidumbre a la que se refiere el presente artículo, se extingue con la conclusión de lasobras para la que fue autorizada.

Artículo 301.- Servidumbre de tránsito El derecho de servidumbre para vías de acceso y de tránsito para los fines del Contrato, seconstituirá con arreglo a las disposiciones contenidas en el presente Título, en cuanto le seanaplicables.

Artículo 302.- Servidumbre sobre predios de propied ad de particulares La servidumbre sobre predios de propiedad de particulares se constituye por acuerdo entre elContratista y el propietario del predio y, a falta de acuerdo, mediante el procedimiento establecido eneste Reglamento.

El Contratista deberá solicitar por escrito al propietario, la adopción del acuerdo para laconstitución del derecho de servidumbre.

El acuerdo entre las partes deberá constar en documento extendido ante Notario Público oJuez de Paz, y deberá ser puesto en conocimiento de la DGH en un plazo máximo de treinta (30) díascalendario desde su suscripción.

Transcurridos treinta (30) días calendario desde la comunicación cursada por el Contratista alpropietario, sin que las partes hayan llegado a un acuerdo, quedará expedito el derecho delContratista a presentar ante la DGH la solicitud para la constitución del derecho de servidumbre a quese refiere el artículo siguiente, a la cual deberá acompañar la constancia de recepción de la referidacomunicación por el propietario del predio.

Cuando el propietario del predio a gravarse con la servidumbre no sea conocido o fueseincierto, o se ignore su domicilio, o en cualquier otra situación análoga que impida conocer,determinar o localizar al propietario, el Contratista solicitará a la DGH un modelo de aviso, parapublicarlo a su cargo dentro de los diez (10) días calendario siguientes. La publicación se efectuarápor dos (2) días consecutivos en el Diario Oficial El Peruano y en uno de los diarios de mayorcirculación donde se encuentre ubicado el predio afectado o la mayor parte de éste. El propietario del



predio a gravarse tendrá el plazo de diez (10) días calendario para absolver el traslado, plazo que secontará desde la fecha de la última publicación del mismo. Vencido dicho plazo, el Contratista podrápresentar la solicitud para la constitución del derecho de servidumbre a que se refiere el artículosiguiente, sin necesidad de haber cursado previamente la comunicación a que se refiere el párrafoprecedente. Para tal efecto, el Contratista deberá adjuntar a la solicitud una declaración jurada de nohaber podido establecer la identidad y el domicilio del propietario.

CONCORDANCIAS: R. N° 678-2008-OS-CD, Anexo I, Art. 5, num. 5.1.1

Artículo 303.- Requisitos para solicitar la constit ución de servidumbres La solicitud para la constitución de una o más servidumbres que el Contratista presente a laDGH deberá incluir los siguientes requisitos:

a) Naturaleza y tipo de la servidumbre.

b) Duración.

c) Justificación técnica y económica.

d) Relación de los predios afectados, señalando el nombre y domicilio de cada propietario, sifuese conocido. En el caso previsto en el último párrafo del artículo 302, el Contratista deberáadjuntar declaración jurada correspondiente.

e) Descripción de la situación y uso actual de los terrenos y aires a afectar.

f) Copia de la partida registral correspondiente al predio a ser afectado, de ser el caso.

g) Memoria descriptiva y planos en coordenadas UTM de los predios sobre los cuales sesolicita la constitución del derecho de servidumbre, a los que se adjuntará copia de los planos dondese ubica el área afectada de cada uno de los predios sirvientes con cuyos propietarios no existaacuerdo sobre el monto de la indemnización.

h) Las valorizaciones respectivas de las áreas afectadas por cada servidumbre a serconstituidas, emitidas por cualquiera de las entidades a que se refiere el artículo 310 de esteReglamento.

i) Páginas completas de la publicación efectuada en el Diario Oficial El Peruano y otro diariode mayor circulación del lugar donde se encuentre ubicado el predio, solamente para el caso que seseñala en el último párrafo del artículo 302.

Artículo 304.- Observación de la solicitud Si la solicitud presentada no reúne los requisitos especificados en el artículo precedente, seráobservada por la DGH y sólo se tramitará si el interesado subsana las observaciones, dentro de unplazo máximo de diez (10) días calendario contados a partir de la fecha de su notificación; casocontrario, la solicitud se tendrá por abandonada.

Artículo 305.- Traslado de la solicitud al propietario del predio sirviente Una vez admitida la solicitud, la DGH correrá traslado al propietario del predio sirviente a quese refiere el literal g) del artículo 303, adjuntando copia de la petición y de los documentos que lasustentan. El propietario deberá absolver el traslado dentro del plazo máximo de quince (15) díashábiles de notificado.

Si el derecho de servidumbre recae sobre predios cuya titularidad corresponde al Estado, laDGH procederá a solicitar el informe correspondiente a la entidad o repartición a la cual se encuentreadscrito el terreno materia de la servidumbre. El informe deberá indicar si el predio a ser gravado estáincorporado a algún proceso económico o fin útil. Si dentro del plazo de quince (15) días calendario



de notificadas las referidas entidades o reparticiones, éstas no remiten el informe requerido, seentenderá que no tienen observaciones a la solicitud de constitución del derecho de servidumbre,debiendo la DGH proceder a preparar un informe y el proyecto de Resolución Supremacorrespondiente, conforme a lo dispuesto por el artículo 308.

Artículo 306.- Derecho de oposición del propietario La oposición del propietario a la constitución del derecho de servidumbre deberá serdebidamente fundamentada y, de ser el caso, adjuntará la documentación que considere pertinente ynecesaria que justifique su oposición.

La DGH notificará al Contratista para que absuelva el trámite y presente las pruebas dedescargo pertinentes dentro de los diez (10) días calendario de notificado. (*)

(*) Artículo modificado por el Artículo 2 del Decreto Supremo N° 035-2015-EM , publicado el 16noviembre 2015, cuyo texto es el siguiente:

“ Artículo 306 .- Derecho de oposición La oposición del propietario a la constitución delderecho de servidumbre deberá ser debidamente fundamentada y, de ser el caso, adjuntará ladocumentación que considere pertinente y necesaria que justifique su oposición.

La DGH notificará al Contratista para que absuelva el trámite y presente las pruebas dedescargo pertinentes dentro de los diez (10) días calendario de notificado.

La oposición presentada por las Comunidades Nativas o Campesinas con reconocimiento y/oderecho habilitante que ejerzan el derecho de posesión sobre tierras del Estado, comprendidas en elartículo 27 de la Ley Nº 30327, Ley de Promoción de las Inversiones para el Crecimiento Económico yel Desarrollo Sostenible, en materia de Hidrocarburos, deberán adjuntar la documentación pertinentepara justificar su oposición.”

Artículo 307.- Allanamiento a la oposición Si el Contratista se allanara a la oposición del propietario, el derecho de servidumbre seconstituirá con las modificaciones aceptadas por el Contratista.

En caso que, como consecuencia de la oposición del propietario a la valorización presentadapor el Contratista, las partes llegaran a un acuerdo sobre el monto de la indemnización quecorresponda pagar, la Resolución Suprema que constituya el derecho de servidumbre establecerácomo indemnización el monto acordado por las partes, situación en la cual no se recurrirá a lavalorización pericial a que se refiere el artículo 310.

Si el Contratista no absolviera la oposición planteada dentro del término fijado, la solicitud setendrá por abandonada.

Artículo 308.- Aprobación de la servidumbre En un plazo máximo de cinco (5) días calendario luego de vencido el plazo para que elpropietario absuelva el traslado sin haberlo hecho o, de haber formulado oposición, luego de absueltaésta por el Contratista y; en ambos casos, una vez recibido el informe pericial a que se refiere elartículo 310, de ser el caso, la DGH preparará el informe correspondiente y el proyecto de ResoluciónSuprema disponiendo la constitución de servidumbre, así como la indemnización que corresponda,elevando dentro del mismo plazo los actuados para su expedición. La Resolución Suprema seráexpedida dentro de los diez (10) días calendario siguientes y será refrendada por el Ministro deEnergía y Minas y el Ministro de Agricultura.

Artículo 309.- Impugnación de la constitución de se rvidumbre La Resolución Suprema que constituya o modifique una servidumbre únicamente podrá serimpugnada en la vía administrativa mediante el recurso de reconsideración. Este recurso es opcional.



El plazo para interponer el recurso de reconsideración es de cinco (5) días hábiles denotificada la resolución y será resuelto en un plazo máximo de diez (10) días hábiles de interpuesto elrecurso, transcurridos los cuales se entenderá que se ha configurado el silencio administrativonegativo, de conformidad con lo establecido por la Ley Nº 27444.

La acción contencioso administrativa a que se refiere la Ley Nº 27584, sólo procederá en loreferente al monto fijado como indemnización. La impugnación judicial de la Resolución Suprema queimponga o modifique la servidumbre no suspenderá su ejecución.

Artículo 310.- Valorización pericial del predio La indemnización será determinada mediante la valorización pericial que efectúe unprofesional de la especialidad correspondiente a la actividad desarrollada en el área del predio a sergravado por la servidumbre, designado por el Cuerpo Técnico de Tasaciones, el Consejo Nacional deTasaciones, o el colegio de profesionales que corresponda, la misma que será determinada por laDGH, salvo en caso que el propietario del predio sirviente no absuelva el traslado de la solicitud deconstitución del derecho de servidumbre dentro del plazo señalado en el artículo 305, en cuyo caso,la DGH deberá considerar como indemnización los montos señalados en la valorización presentadapor el Contratista, conforme al literal h) del artículo 303. La entidad a ser determinada por la DGHserá una entidad distinta a la que elaboró el informe de valorización presentado por el Contratista ensu solicitud.

La valorización incluirá:

a) Una compensación por el uso de las tierras que serán gravadas por la servidumbre, queen ningún caso será inferior al valor de arancel de las tierras aprobado por el Ministerio de Agricultura.

b) Una compensación por el eventual lucro cesante durante el horizonte de tiempo de laservidumbre, calculado en función a la actividad habitual del conductor.

El monto de los honorarios correspondientes a la entidad tasadora será de cargo delContratista.

Artículo 311.- Pago de la indemnización El monto de la indemnización fijada por la Resolución Suprema será abonada por elContratista dentro de los diez (10) días calendario siguientes al vencimiento del plazo para interponerel recurso de reconsideración a que se refiere el artículo 309, en el caso que dicho recurso no hubierasido interpuesto. En caso de haberse interpuesto el recurso de reconsideración, dicho plazo secomputará a partir de la notificación de la resolución que resuelva el recurso de reconsideracióninterpuesto, o desde que el administrado haya interpuesto el recurso correspondiente a partir delvencimiento del plazo para resolver el recurso establecido en el artículo 309 sin que se hubieraexpedido la Resolución Suprema que lo resuelva.

La indemnización será abonada directamente al propietario, salvo que éste se niegue arecibir el pago o que no haya acreditado fehacientemente su derecho de propiedad, o cuando elpropietario del predio gravado no sea conocido o fuese incierto, o se ignore su domicilio, o encualquier otra situación análoga que impida conocer, determinar o localizar al propietario, o cuando laindemnización corresponda a daños y perjuicios que se ocasionaran a terceros distintos al propietarioque conduzcan o estén en posesión del predio, por cualquier título, según el informe del perito. Entales casos, el Contratista consignará judicialmente el monto de la indemnización, quedando sujetodicho pago a las normas del Código Civil y del Código Procesal Civil. Se tendrá por consignada laindemnización con la presentación de la copia del auto admisorio de la solicitud respectiva.

Una vez efectuado el pago o consignada la indemnización, el Contratista podrá ingresar ytomar posesión de la parte del predio sobre el cual ha sido constituida la servidumbre a efectos de darcumplimiento al propósito para el que ésta se constituye.



La contradicción a la solicitud de ofrecimiento judicial de pago de la indemnización nosuspenderá en ningún caso el ejercicio del derecho de servidumbre en virtud de la ResoluciónSuprema que agotó la vía administrativa o la aplicación del silencio administrativo negativo.

En caso de oposición por parte del propietario o conductor del predio sirviente al ingreso delContratista para el ejercicio de la servidumbre, éste tendrá derecho a que la DGH solicite que laautoridad competente disponga el ingreso y toma de posesión de la parte del predio sirviente con elauxilio de la fuerza pública sin perjuicio de iniciar las acciones legales a que hubiera lugar. Igualderecho tendrá el Contratista tratándose de las servidumbres establecidas por acuerdo de partes aque se refiere el artículo 302.

El ejercicio por el Contratista de la servidumbre impuesta conforme al presente Título Vll ydemás normas aplicables no será considerado como un acto perturbatorio de la posesión delpropietario, conductor o poseedor del predio sirviente.

Artículo 312.- Extinción de la servidumbre Mediante Resolución Suprema, a pedido de parte o de oficio, se declarará la extinción de lasservidumbres establecidas cuando:

a) Sin autorización previa, el Contratista destine la servidumbre a fin distinto para el cual sesolicitó.

b) Se dé término a la finalidad para la cual se constituyó la servidumbre.

c) Se incumpla el pago de la indemnización fijada por Resolución Administrativa o porResolución Judicial firme.

Artículo 313.- Procedimiento de extinción de la Ser vidumbre. El procedimiento de extinción de la servidumbre se iniciará ante el Ministerio de Energía yMinas.

Una vez admitida la solicitud, la DGH correrá traslado a la parte o partes interesadas,adjuntando copia de la petición y de los documentos que la sustentan. La DGH notificará a la parte opartes interesadas, quienes deberán absolver la solicitud en el plazo máximo de quince (15) díascalendario de notificado. Si dentro del referido plazo no se presentara la absolución, se entenderá queno tienen observaciones al procedimiento de extinción.

Transcurrido el plazo a que hace referencia el párrafo anterior en el término de diez (10) díascalendario la DGH preparará el Proyecto de Resolución Suprema que será sustentado por un informetécnico, elevando los actuados al superior jerárquico para su expedición.

La Resolución Suprema será expedida dentro de quince (15) días calendario siguientes yserá refrendada por los Ministros de Energía y Minas y de Agricultura.

DISPOSICIONES COMPLEMENTARIAS

Primera.- Son de aplicación la relación de normas y prácticas internacionales de la industriadel Petróleo citadas en el presente Reglamento, en su defecto, serán de aplicación las mejoresprácticas de uso en la referida industria.

Segunda.- Los Contratistas, en lo posible y como parte del sistema de gestión de laempresa, tenderán a obtener las Certificaciones de Sistemas de Gestión Ambiental (Normas ISO 14000 o equivalente) y de Gestión de Riesgos, así como de Seguridad y Salud Ocupacional (OHSAS 18000 o equivalente), los cuales deberán contener como mínimo lo siguiente:

a) Política Ambiental de Seguridad, Higiene y Salud Ocupacional.



b) Análisis de Riesgo. c) Objetivos y metas de c/u de los ítems. d) Plataforma de Estructura y Responsabilidad, Comunicación y Documentación formal. e) Control Operacional sobre elementos críticos. f) Planes y Programas de Capacitación y Entrenamiento. g) Planes de Emergencia y Capacidad de Respuesta. h) Revisión Gerencial.

Tercera.- El Reglamento no limita el uso de sistemas, métodos, materiales o accesorios deequivalente o superior calidad, resistencia, efectividad, durabilidad y seguridad de los aquí prescritos.Sin embargo, la propuesta que difiera del Reglamento deberá ser sustentada técnicamente ante losOrganismos Competentes.

En caso de discrepancia entre códigos y estándares o entre éstas y las normas indicadas enel presente Reglamento, prevalecerán las que den mayor seguridad a las instalaciones.

Cuarta.- Con la finalidad de permitir la incorporación de nuevos desarrollos tecnológicos,nuevos productos o materiales, o bien nuevos requerimientos, la DGH podrá aprobar el uso de otroscódigos y estándares equivalentes o prácticas de diseño, construcción, operación o mantenimientoque no estén considerados en el presente Reglamento siempre que su uso sea de aceptación normalen la industria internacional de hidrocarburos. Los códigos y estándares y prácticas así aprobados seconsiderarán incorporados al presente Reglamento.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Primera.- Para el caso de Pozos que se encuentran en condición de Abandono Temporal(ATA) o Permanente (APA) que constituyen pasivos ambientales altamente riesgosos para lapoblación y el ambiente, las autoridades competentes, atendiendo a los principios de derecho ynormas legales correspondientes, determinarán la responsabilidad y medidas de seguridad a tomarsepara su mantenimiento y abandono definitivo.

Segunda.- En los contratos de Explotación que se encuentran vigentes en la fecha deaprobación del presente Reglamento, el primer informe técnico de evaluación, a que hace referenciael artículo 210, será presentado en el mes de enero siguiente, a los dos (2) años de la aprobación delpresente Reglamento.

Tercera.- Respecto a la obligación de presentación del PAAS a que hace referencia elartículo 21 del presente reglamento, ésta será exigible a partir del mes de noviembre del año 2005.

Cuarta.- Los procedimientos administrativos iniciados antes de la entrada en vigor delpresente Reglamento se regirán por la normativa anterior hasta su conclusión.

ANEXO A

NORMAS TÉCNICAS PERUANAS

NTP 399.012 Colores de identificación de tuberías para transporte defluidos en estado gaseoso o líquido en instalacionesTerrestres y en naves.

NTP 350.043 Selección, Catalogación, Instalación yOperación de extintores

NTP 350.062 Efectividad Relativa de Extinción (Rating).

decreto supremo nº 032-2004-em supremo no 032-200… · gas lift: sistema de producción...

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